. Sisteme Fotovoltaice Partea 1 [303228]

Prof. univ.dr.ing. BICĂ MARIN

SISTEME FOTOVOLTAICE

([anonimizat] I)

București 2019

CUPRINS

CAPITOLUL 1 ENERGIA SOLARĂ 6

1.1 Introducere 6

1.2 Istoric 9

1.3 Conversia energiei solare în energie electrică 10

CAPITOLUL 2 SISTEME FOTOVOLTAICE 16

2.1 Structura generală a unui sistem fotovoltaic 16

2.2 Clasificarea sistemelor fotovoltaice 17

2.3 Sisteme fotovoltaice autonome (off grid) 17

2.3.1 Sisteme fotovoltaice autonome fără stocare 17

2.3.2 Sisteme fotovoltaice autonome cu stocare 18

2.4 Sisteme fotovoltaice conectate la rețea (on grid) 18

2.4.1 Sisteme fotovoltaice conectate la rețea prin intermediul

rețelei clădirii 18

2.4.2 Sisteme fotovoltaice conectate la rețea direct 19

2.4.2.1 Sisteme fotovoltaice fără stocare conectate direct la

rețea 19

2.4.2.2 Sisteme fotovoltaice cu stocare conectate direct la

rețea 20

CAPITOLUL 3 DIMENSIONAREA SISTEMELOR FOTOVOLTAICE 22

3.1 Generalități 22

3.2 Etapele dimensionării unui sistem fotovoltaic 23

3.3 Alegerea locației. Orientarea panourilor fotovoltaice 23

3.4 Calculul necesarului de energie electrică 24

3.5 Dimensionarea elementelor unui sistem fotovoltaic …………… 26

3.5.1 Dimensionarea modulelor fotovoltaice 26

3.5.1.1 Dimensionarea puterii instalate a modulelor

fotovoltaice 26

3.5.1.2 Calculul numărului de panouri 26

3.5.1.3 Calculul suprafeței sistemului fotovoltaic 27

3.5.1.4 Alegerea schemei de conexiuni pentru panourile

fotovoltaice 27

3.5.1.5 Calculul caracteristicilor generatorului fotovoltaic 27

3.5.2 Dimensionarea invertorului 29

3.5.3 Dimensionarea bateriilor de acumulatoare 30

3.5.4 Dimensionarea controlerului de încărcare 31

3.5.5 Dimensionarea cablurilor 34

3.5.5.1 Dimensionarea cablurilor dintre panoul solar

fotovoltaic și controlerul de încărcare (invertor) 34

3.5.5.2 Dimensionarea cablurilor dintre controlerul de

încărcare și baterie 35

3.5.5.3 Dimensionarea cablurilor dintre baterie și invertor 36

3.5.5.4 Dimensionarea cablurilor dintre invertor și

consumatori 36

3.6 Dimensionarea unui sistem fotovoltaic conectat la rețea

(on-grid) 37

3.6.1 Alegerea locației. Orientarea panourilor fotovoltaice 37

3.6.2 Dimensionarea modulelor fotovoltaice 37

3.6.2.1 Calculul numărului de panouri 37

3.6.2.2 Calculul suprafeței sistemului fotovoltaic 38

3.6.2.4 Calculul caracteristicilor generatorului fotovoltaic 39

3.6.3 Dimensionarea invertorului 40

3.6.4 Dimensionarea cablurilor 41

3.6.4.1 Dimensionarea cablurilor dintre panouri și invertor 41

3.6.4.2 Dimensionarea cablurilor dintre invertor

și consumatori (rețea) 41

3.6.5 Estimarea producției de energie a sistemului 42

3.6.6 Sinteza etapei de dimensionare 43

3.7 Dimensionarea unui sistem fotovoltaic autonom (off-grid) 44

3.7.1 Alegerea locației. Orientarea panourilor fotovoltaice 44

3.7.2 Dimensionarea modulelor fotovoltaice 44

3.7.2.1 Determinarea puterii instalate a modulelor fotovoltaice 44

3.7.2.2 Calculul numărului de panouri 44

3.7.2.3 Calculul suprafeței sistemului fotovoltaic 44

3.7.2.4 Alegerea schemei de conexiuni a panourilor

fotovoltaice 45

3.7.2.5 Calculul caracteristicilor generatorului fotovoltaic 45

3.7.3 [anonimizat] 45

3.7.4 Alegerea valorii tensiunii de lucru în curent continuu 46

3.7.5 Dimensionarea invertorului 47

3.7.6 Dimensionarea bateriilor de acumulatoare 47

3.7.7 Dimensionarea controlerului de încărcare 47

3.7.8 Dimensionarea cablurilor 48

3.7.8.1 Dimensionarea cablurilor dintre panouri și controlerul de încărcare 48

3.7.8.2 Dimensionarea cablurilor dintre controlerul

de încărcare și baterie 49

3.7.8.3 Dimensionarea cablurilor dintre baterie și invertor 50

3.7.8.4 Dimensionarea cablurilor dintre invertor

și consumatori 50

3.7.9 Sinteza etapei de dimensionare 51

3.8 Dimensionarea unui sistem fotovoltaic hibrid 52

3.8.1 Tema aplicației 52

3.8.2 Alegerea locației. Orientarea panourilor fotovoltaice 52

3.8.3 Calculul necesarului de energie electrică 52

3.8.4 Stabilirea configurației sistemului 53

3.8.5 Dimensionarea modulelor fotovoltaice 53

3.8.5.1 Determinarea puterii instalate a modulelor fotovoltaice 53

3.8.5.2 Calculul numărului de panouri 54

3.8.5.3 Calculul suprafeței sistemului fotovoltaic 54

3.8.5.4 Alegerea schemei de conexiuni a panourilor

fotovoltaice 54

3.8.5.5 Calculul caracteristicilor generatorului fotovoltaic 54

3.8.5.6 Dimensionarea modulelor fotovoltaice – verificare 54

3.8.6 Alegerea valorii tensiunii de lucru în curent continuu 55

3.8.7 Dimensionarea invertorului 55

3.8.8 Dimensionarea bateriilor de acumulatoare 56

3.8.9 Dimensionarea controlerului de încărcare 56

3.8.10 Dimensionarea cablurilor 57

3.8.10.1 Dimensionarea cablurilor dintre panouri și

controlerul de încărcare 57

3.8.10.2 Dimensionarea cablurilor dintre controlerul

de încărcare și baterie 59

3.8.10.3 Dimensionarea cablurilor dintre baterie și invertor 59

3.8.10.4 Dimensionarea cablurilor dintre invertor

și consumatori 60

3.8.11 Modulul de comunicație 60

3.8.12 Sinteza etapei de dimensionare 60

CAPITOLUL 4 ELEMENTELE DE PROTECȚIE ALE SISTEMELOR FOTOVOLTAICE 62

CAPITOLUL 5 STRUCTURA SUPORT A SISTEMELOR

FOTOVOLTAICE 64

5.1 Clasificarea structurilor de susținere a panourilor fotovoltaice 64

5.2 Sisteme fotovoltaice amplasate la nivelul solului 64

5.3 Sisteme fotovoltaice amplasate în clădiri 67

5.4 Construirea sistemelor fotovoltaice integrate 72

CAPITOLUL 6 VERIFICĂRI ÎNAINTE DE PUNEREA ÎN FUNCȚIUNE A SISTEMELOR FOTOVOLTAICE 76

6.1 Verificarea prin inspecție 76

6.2 Verificarea prin încercări 77

CAPITOLUL 7 MENTENANȚA SISTEMELOR FOTOVOLTAICE 81

7.1 Proceduri de întreținere a sistemelor fotovoltaice 81

7.2 Sisteme de măsurare și monitorizare 82

7.3 Întreținerea preventivă 82

CAPITOLUL 8 ERORI DE PROIECTARE ȘI EXECUȚIE A SISTEMELOR FOTOVOLTAICE 84

BIBLIOGRAFIE 85

1. ENERGIA SOLARĂ

1.1 Introducere

Emisia gazelor cu efect de seră reprezintă o amenințare serioasă în ceea ce privește producerea schimbărilor climatice, cu efecte potențial dezastruoase asupra omenirii. Utilizarea surselor regenerabile de energie (SRE), împreună cu îmbunătățirea eficienței energiei (EE), pot contribui la reducerea consumui de energie, la reducerea emisiilor gazelor cu efect de seră și, în consecință, la prevenirea schimbărilor climatice periculoase.

Energia din surse regenerabile este energia produsă din surse nefosile care, considerate la o scară de timp umană, se refac în mod natural. Astfel, lumina solară, vântul, apele curgătoare, procesele biologice și geotermale sunt considerate ca fiind surse de energii regenerabile, fiind captate de către oameni prin diferite procedee.

Sursele regenerabile de energie sunt:

Eoliană

Solară/fotovoltaică

Energia apei, care poate fi împarțită în:

Energia mareelor, care este dată de fluxul și refluxul mărilor și oceanelor, precum și de curenții de adâncime din mări și oceane

Energia hidro (hidroelectrică), care este dată de apele curgătoare captate atât în bazine cât și prin captarea directă a apei curgătoare

Energia potențială osmotică sau energia gradientului de salinitate – reprezintă energia disponibilă din diferența de concentrație de sare între apa de mare și apa de râu.

Energia geotermică – energie câștigată din caldura de adâncime a Pământului

Energia de biomasă – biodiesel, bioetanol, biogaz [13]

Din spectrul surselor de energie „neregenerabilă” fac parte energia nucleară și energia generată prin arderea combustibililor fosili – țiței, cărbune, gaze naturale, lemn. Este cunoscut că aceste resurse nu sunt infinite, ele fiind limitate la existența zăcămintelor repective.

Utilizarea surselor convenționale de energie are efecte nefavorabile asupra mediului deoarece emisiile de gaze favorizează încălzirea globală, poluarea, ploi acide, etc. Aceste efecte negative au condus la utilizarea unor surse de energie regenerabilă care au ajuns să contribuie cu aproximativ 22% la producția de energie electrică și cu 19% la consumul total de energie la nivel global [8].

În continuare va fi abordată doar o ramură a energiilor regenerable, și anume energia dată de soare.

Energia primită de la astrul solar a avut de-a lungul timpului o deosebită importanță mai ales că fără aceasta, viața pe Terra nu ar fi fost posibilă.

Soarele a fost venerat din cele mai vechi timpuri. Concepția egiptenilor de exemplu era aceea că soarele ocupă centrul universului, fiind considerat creatorul lumii (zeul RA). Aztecii și celelalte popoare din America Centrală au observat sistematic cerul și puteau să prevadă eclipsele solare și lunare, ciclurile planetei Venus, mișcarea aparentă a constelațiilor și alte evenimente ceresti.

Încă din antichitate omul a utilizat energia solară: Heron din Alexandria a construit un dispozitiv pentru pomparea apei care folosea ca sursă primară de energie soarele. Arhimede, se spunea, că a incendiat flota grecească folosind oglinzi care au concentrat razele soarelui pe pânzele corabiilor. Castelul din Montezuma, din Arizona, construit în jurul anului 700 e.n. sub o imensă boltă de stancă, pare o constructie climatizată utilizând energia solară. Conceptul propriu-zis de energie termo – solară a apărut în 1787 când omul de știintă elvețian Horace de Saaussure a inventat primul colector solar.

Energia solară poate fi convertită în energie electrică și în energie termică (există sisteme fotovoltaice care produc energie electrică și sisteme termice solare care produc energie termică).

Avantajele utilizării energiei solare:

– sursa inepuizabilă

– nu este poluantă

Dezavantajele utilizării energiei solare:

– tehnologia de captare încă insuficient de performantă;

– randament scăzut al panourilor solare;

– cantitatea de energie solară variază în funcție de momentul zilei, perioada anului, unghiul de incidență cu panourile solare, condițiile atmosferice;

– dependența de condițiile meteorologice.

Soarele este o sursa inepuizabila de energie, el trimițând într-un singur an spre pământ de 23.000 de ori mai multă energie decât cantitatea necesară de consum a întregii planete. În decurs de trei zile de exemplu, Terra primește de la soare echivalentul energiei existente în rezervele geologice de combustibili fosli cunoscute în prezent. [14]

Energia solară este evaluată la aproximativ 420 trilioane kWh (o cantitate de energie de câteva mii de ori mai mare decât cantitatea totală de energie utilizată de oameni), putând asigura 20 GW pentru fiecare locuitor [9]. Echipamentele actuale au atins o eficiență a conversiei directe în energie electrică de aproximativ 35%, iar panourile solare (termice) de 50-70%.

România se află poziționată într-o zonă geografică relativ bună din punct de vedere al acoperirii solare, cu un flux anual de energie solară cuprins între 1.000 kWh/m2/an și 1.300 kWh/m2/an. Din toată aceasta cantitate, având în vedere tehnologia actuală precum și condițiile atmosferice, se pot capta între 600 și 800 kWh/m2/an. Radiația medie zilnică pe timpul verii poate fi cam de 5-6 ori mai intensă decât iarna, dar sunt și cazuri în care într-o zi de iarnă producția este mult mai bună comparativ cu o zi de vară datorită condițiilor atmosferice favorabile. Gerul, cerul senin și umiditatea potrivită fac ca panourile fotovoltaice să funcționeze în condiții aproape ideale [14].

Harta radiației solare în România este prezentată în figura 1.1 iar media acesteia funcție de perioada calendaristică în figura 1.2.

Fig. 1.1 Harta radiației solare în România

Fig. 1.2 Media radiației solare în România

Ultimele decenii au adus o schimbare radicală în plan concepțional prin conștientizarea necesității unei dezvoltări durabile a vieții economice și sociale, promovarea surselor regenerabile de energie fiind considerată un element cheie. Din aceste surse, electricitatea obținută prin conversia energiei solare pare una dintre cele mai promițătoare surse de energie.

În prezent, generatoarele fotovoltaice sunt o realitate, ele funcționând pe întregul glob și chiar mai mult, sunt unică sursă de energie a sateliților și Stației Orbitale Internaționale. De asemenea în multe țări se desfășoara programe ample de cercetare și subvenționare pentru a determina prețuri atractive de vânzare a energiei electrice obținute pe cale solară. Atât problema disponibilului de energie și implicit, a costului ei, cât și influența negativă a industriei energetice asupra naturii, au stimulat cercetarea și inovarea în domeniul regenerabil.

În țara noastră Autorizatea Natională de Reglamentare in Energie a acreditat până la 31 decembrie 2016, capacități de producere a energiei din surse regenerabile cu o putere instalată totală de 4798 de MW. Din total, 2.963 MW sunt turbine eoliene, 1.360 MW — panouri fotovoltaice și 124 MW — biomasă, biogaz și gaz de fermentare a deșeurilor așa cum se arăta în “Raportul Național 2016” realizat la 31 iulie 2017 și publicat pe site-ul ANRE. [15]

Cursul își propune să acopere o parte din punctele cheie de cunoștințe, abilități și competențe pentru tehnicienii care doresc să învețe și să participle activ la instalarea și mentenanța sistemelor fotovoltaice (sisteme ce cuprind atât sistemele mici destinate locuințelor cât și centralele fotovoltaice). Ne dorim ca acest curs să dea un impuls de pornire tuturor celor care doresc să înteleagă ce reprezintă un sistem fotovoltaic, ce presupune contrucția unui astfel de sistem, și care sunt pașii pentru implementarea unui astfel de proiect.

1.2 Istoric

1839 Becquerel a descoperit că anumite materiale pot produce cantități mici de curent electric când sunt expuse la lumină

1905 Albert Einstein a descris natura luminii și efectul fotoelectric pe care se bazează tehnologia fotovoltaică, lucru pentru care a primit mai târziu premiul Nobel pentru fizică.

1954 Realizarea primului modul fotovoltaic în Laboratoarele Bell. Înregistrat ca baterie solară a fost considerat doar o curiozitate, prea scump pentru a fi utilizat pe scară largă.

1958 Utilizarea primelor celule fotovoltaice pe satelitul Vanguard I. Eficiența de conversie a energiei radiației solare în electricitate era de 10%, iar puterea totală a celulelor fotovoltaice a fost de cca. 0,1W.

În anii ’70, în timpul crizei energetice, tehnologia fotovoltaică a fost recunoscută ca o sursă de energie electrică și în alte aplicații decât cele spațiale (până în 2005 puterea totală instalată pe planetă a panourilor fotovoltaice, depășea 1.000.000.000W=1GW).

1980 Primele sisteme fotovoltaice: sistemele solare casnice de mică putere (SSC) care furnizau cantități mici de energie electrică pentru case individuale fără acces la rețeaua electrică.

S-a început organizarea de concursuri de automobile acționate cu energie electrică obținută de la module solare.

1981 Un avion acționat de energie solară a traversat Canalul Mânecii.

Specialiștii de la Universitatea Stanford și cei de la Telefunken au dezvoltat celule solare cu un randament în jur de 20 %

În anii ’90 piața de fotovoltaice a început să crească în mod semnificativ ca urmare a trecerii la conectarea la rețea în zonele dezvoltate. Aceasta a permis furnizarea costurilor în avans și a stimulat piața conducând la reduceri de preț odată cu creșterea producției globale. Această schimbare a politicii a fost susținută de creșterea gradului de conștientizare în rândul guvernelor cu privire la importanța energiei regenerabile pentru combaterea schimbărilor climatice. Furnizorii de energie electrică au început să accepte faptul că fluxul de energie electrică nu trebuie să fie “într-un singur sens”. Aceștia au permis clienților să fie atât furnizori, cât și consumatori, și au introdus tarife pentru cedarea în rețea a energiei produse. Mecanismele guvernamentale de susținere a prețului, concepute pentru sistemele conectate la rețea, au impulsionat piața de PV.

Perspective

Industria PV estimează că pentru fiecare MW instalat sunt create 30 de locuri de muncă respectiv 15 locuri de muncă în producție și aproximativ 15 pentru procesul de instalare

Până în 2030, în conformitate cu “Scenariul Optimist”, vor fi create aproximativ 3,5 milioane de locuri de muncă cu normă întreagă ca urmare a utilizării energiei solare în lume, din care jumătate din acestea vor fi în instalarea și comercializarea sistemelor PV. În 2020, cifra estimată este de 900.000 de oameni iar pentru anul 2040, se va ajunge în jurul valorii de 1 milion.

1.3 Conversia energiei solare în energie electrică

Așa cum s-a prezentat și în introducerea acestui curs, soarele este cea mai importantă sursă de energie pentru toate procese naturale de pe Terra, fiind o sursă vitală pentru existența vieții. În acest moment, la nivel global, există o cantitate imensă de date statistice privind energia solară. Baza de date US National Soar Radiation a colectat timpt de 30 de ani date privind iradianța solară și condițiile meteorolgice în 237 de locații din Statele Unite ale Americii. Există și în Europa un centru care a publicat asemenea date pentru 566 de locații din Europa.

Referitor la iradianța solară se folosesc următoarele noțiuni:

Iradiația Directă Normală care prin definiție reprezintă cantitatea de radiație solară primită pe unitatea de suprafată de un plan care este întotdeauna menținut perpendicular pe razele ce cad în linie dreaptă de la poziția soarelui la orice poziție dată.

Iradiația Difuză care reprezintă cantitatea de radiație solară primită pe unitatea de arie de un plan (fără umbră) care nu ajunge pe o cale directă de la soare, ci a fost imprăștiată de molecule și particule în atmosferă sau reflectată de pe pământ și care poate veni din orice direcție

Iradiația Globală Coplanară – reprezintă cantitatea totală de radiație solară primită de deasupra de o suprafață înclinată

Iradiația Globală Orizontală – cantitatea totală de radiații unde-scurte primite de sus pe o suprafață orizontală

Iradiația Albedo care reprezintă radiația directă sau indirectă reflectată de sol sau suprafețe învecinate. [16]

Iradiația solară poate fi măsurată direct prin folosirea unor senzori fotovoltaici (piranometru) sau indirect prin analiza imaginilor satelitatre.

Piranometrele sunt senzori de mare prezicie care folosesc un termocuplu ce măsoară diferența de temperatură între o suprafață care absoarbe și mediul înconjurător. Sunt aparate foarte exacte ce pot obține precizii de 0,8% pe o medie anuală. [16]

Există mai multe metode de conversie a energiei solare în energie electrică:

– conversia directă a energiei solare în curent continuu, cu ajutorul celulelor fotoelectrice;

– conversia indirectă (centrale solare termo-electrice) prin utilizarea unui schimbător de căldură în care energia solară este transferată unui fluid, iar apoi este parcurs un ciclu convențional de transforare în vapori care acționează o turbină care la rândul ei acționează un generator electric. În acest caz pentru a se obține o eficiență mai mare radiația luminoasă este concentrată asupra schimbătorului de căldură cu ajutorul unor sisteme de lentile sau concentratoare solare.

Celulele fotovoltaice

Convertesc direct energia solară în energie electrică.

Structura elementară de bază de conversie a energiei solare în energie electrică este celula fotovoltaică (figura 1.3).

Fig. 1.3

Grosimea totală a unei celule fotovoltaice este de aproximativ 3µm. Un strat semiconductor subțire este tratat special pentru a forma un câmp electric, pozitiv pe o parte și negativ pe cealaltă. Când energia luminoasă ajunge la celula solară, electronii se eliberează din atomi în materialul semiconductor. Atașând conductori electrici pe părțile pozitive și negative se formează un electric, electronii fiind captați sub formă de curent electric.

Tehnologii de realizare a celulelor fotovoltaice:

a) celule monocristaline; (prima generație de celule)

b) celule policristaline; (prima generație de celule)

c) celulele amorfe sau thin film (generația a doua de celule)

d) celule tandem (generația a treia de celule)

e) celule cu concentrator (CPV) (generația a treia de celule)

Celulele monocristaline și policristaline sunt realizate din cristale de siliciu. În condiții standard (temperatura 25°C, radiația cade perpendicular pe suprafața celulei, puterea radiației luminoase 1000 w/mp, AM=1,5) randamentul acestora poate atinge valori de 25% [2].

Celulele din materiale mai ieftine (cupru, cadmiu, indiu, galiu, teluriu și siliciu) au o eficiență, în condiții de laborator, până la 20,3% [2].

Celulele în strat subțire au o eficiență mai redusă. Pentru creșterea randamentului se utilizerază trei straturi diferite care convertesc trei zone ale spectrului solar.

În tabelul 1.1 sunt prezentate pentru comparație caracteristicile diveselor tipuri de celule.

Tabelul 1.1

Puterea dată de o celulă fotovoltaică comercială este de 4,4 ÷4,7 W la tensiuni de 0,5÷0,6 V.

Mai multe celule fotovoltaice conectate electric unele cu altele și montate pe un suport sau un cadru formează un modul fotovoltaic. Pentru a alimenta un acumulator de 12V trebuie ca tensiunea maximă a unui modul fotovoltaic să fie de 16÷18 V în condiții de radiație standard iar tensiunea de mers in gol 20÷22,5V. De aceea trebuie conectate în serie 33÷36 celule pentru a obține tensiunea necesară.

Un modul poate avea 36 celule (utilizat pentru încărcarea bateriilor de 12 V), 60 de celule (pentru aplicații rezidențiale) sau 72 de celule solare pentru aplicații aplicații comerciale de mari dimensiuni.

Celulele monocristaline

Culoarea acestor celule este în general albastru uniform. În figura de mai jos se observă faptul că au forma unor plachete rotunde sau pătrate.

Fig. 1.4

Deși randamentul acestor celule este destul de mare, aproximativ 16-17%, prețul ridicat și durata de amortizare determină viitorul beneficiar sa nu le folosească pentru centrale fotovoltaice de puteri instalate mari. [a4]

Celulele policristaline

În momentul cistalizării siliciului se formează mai multe cristale. Acestea sunt decupate în fâșii ce au în componență mai multe cristale. Culoarea acestora este de asemenea albastră dar cristalizarea se poate distinge cu ușurinta având diverse motive geometrice. Randamentul acestor celule este ceva mai mic față de cel al celulelor monocristaline, ajungând undeva la 13%, prețul de producție fiind însă ceva mai scăzut.

Dezavantaj: randament scăzut în cazul unei iluminări slabe. Cu toate acesta sunt cele mai utilizate panouri la nivel global.

Fig. 1.5 Celule policristaline

Celulele amorfe sau thin film

Sunt realizate dintr-un suport de sticlă sau material sintetic, pe care se depune un strat foarte subțire de siliciu. Culoarea unei astfel de celule este gri. Randamentul este foarte mic de pana în 10%, iar degradarea materialului este destul de mare într-un timp relativ scurt de funcționare.

Acest tip de celule sunt în mod normal prinse între două straturi de sticlă și nu sunt înrămate, iar dacă materialul fotosensibil a fost depus pe un suport de plastic subțire, modulul este flexibil.

Puterea unui modul thin film este de obicei de 60-120W și dimensiunea lor este în general mai mică.

Există patru tipuri de module thin-film:

– Siliciu amorf la care stratul de semiconductor este de doar 1 µm grosime. Sunt perfecte pentru acoperișurile industriale plane sau curbe, cu toate că randamentul lor nu este foarte mare (undeva la 8%).

– Telurid de Cadmiu (CdTe): producerea acestui tip de celulă nu costă foarte mult iar randamentul lor este undeva la 11%. In momentul de față această tehnologie este cea mai ieftină. Celulele cu CdTe se bazează pe telura de cadmiu, material interesant datorită proprietății de absorbție foarte mare. Totuși, dezvoltarea lor riscă sa fie franată datorită toxicității cadmiului

– Cupru, indiu, galiu, diselenid/disulfid (CIGS) și cupru, indiu, diselenid/disuflid (CIS) au cel mai mare randament, de 20%. Procesul de fabricație al lor este destul de complex și mai puțin standardizat, ceea ce presupune o creștere a prețului de producție. Celulele cu CIS (CuInSe2) se bazează pe cupru, indiu și seleniu. Acest material se caracterizează printr-o bună stabilitate sub acțiunea iluminării. Ele au proprietăți de absorbție excelente. Celulele cu CIGS sunt realizate din aceleași materiale ca și cele cu CIS, având ca particularitate alierea indiului cu galiu. Aceasta permite obținerea unor caracteristici mai bune.

Celulele tandem

Se realizeaza prin asocierea tipurilor de celule prezentate mai sus, sub forma de straturi. Această combinație conduce la absorbirea unui spectru mai larg al radiației electromagnetice pentru producerea de energie electrică. În acest fel se ameliorează randamentul de conversie, față de o celulă simplă. Costul de producție în acest caz este evident mai ridicat.

Celulele CPV utilizează lentile pentru a focaliza lumina soarelui pe celulele solare. Sunt realizate din cantități mici de material semiconductor fotovoltaic eficient dar foarte scump. Aceste module folosesc doar radiația directă fiind extrem de eficiente în zonele foarte însorite [16].

Cercetarea și dezvoltarea celulelor fotovoltaice în ultimele 2 decenii au dus la apariția pe piață a unor panouri/module de generația a treia, tehnologiile folosite fiind de perspectivă. Un exemplu îl reprezintă celulele fotovoltaice organice (OPV) cât și cele hibride cu pigment sensibilizat (DSSC).

Generația a treia poate fi clasificată astfel:

Thin film anorganic avansat precum CIS

Celule solare organice care includ celule complet organice cât și hibride

– Termo-fotovoltaice (TPV), celule cu potențial de bandă redus dar care pot fi folosite atât pentru sistemele de caldură cât și cele de putere (CHP) [16].

Construcția unui panou fotovoltaic [7]

– geam securizat de protecție pe fața expusă la soare;

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

– celule solare conectate între ele prin benzi de cositor;

– folie stratificată din material plastic rezistent la intemperii (fluorură de poliviniliden – Tedlar și Polyester) cu care se caserează fața posterioară a panoului;

– priza de conectare prevazută cu dioda de protecție respectiv dioda de scurtcircuitare și racord;

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

În figura 1.6 sunt prezentate elementele constructive ale unui modul fotovoltaic [16].

Modulele se pot conecta în serie pentru a putea crește tensiunea totală produsă de sistem. Conectarea în serie se numește șir. Șirurile sunt conectate în paralel pentru a crește curentul total al sistemului. Modulele pot fi dimensionate pentru a putea fi instalate rapid în orice locație.

Fig 1.6 Elementele constructive ale unui modul fotovoltaic [16]

În figura 1.7 este prezentată configurația unei conexiuni de module fotovoltaice [16].

Fig 1.7 Conexiune de module fotovoltaice

Caracteristicile unui panou fotovoltaic ([15])

– Tensiunea de mers în gol, respectiv tensiunea la bornele celulei atunci când curentul debitat este nul – (Uoc)

– Curentul de scurtcircuit, respectiv curentul debitat de celulă atunci când sarcina la bornele sale este zero Ω

– Tensiunea în punctul optim de funcționare, notată uzual cu UMPP

– Curentul în punctul de putere maximă IMPP

– Factorul de umplere – FF

– Coeficientul de modificare a puterii cu temperatura celulei

– Puterea maximă PMPP

– Randamentul celulei solare notat cu η

2.SISTEME FOTOVOLTAICE

2.1 Structura generală a unui sistem fotovoltaic

Generatorul fotovoltaic convertește energia solară în energie electrică de c.c. Această energie este înmagazinată în baterii de acumulatoare, consumată ca energie de c.c. dacă există consumatori de c.c., sau convertită în curent alternativ în scopul alimentării consumatorilor de c.a. Dacă sistemul fotovoltaic este conectat la SEN, în perioadele în care energia electrică generată este mai mare decât cea consumată, surplusul de energie este introdus în SEN, iar pe perioadele în care sistemul fotovoltaic nu produce suficient, sau nu produce, iar energia înmagazinată în acumulatori nu este suficientă pentru a acoperi consumul, consumatorii de c.a. sunt alimentați din SEN.

Schema bloc a unui sistem fotovoltaic, în varianta cea mai completă, este prezentată în figura 2.1.

Fig. 2.1 Structura generală a unui sistem fotovoltaic

Elementele componente ale unui sistem fotovoltaic sunt:

– generatorul fotovoltaic;

– controlerul de încărcare a acumulatorilor;

– bateriile de acumulatoare;

– convertorul curent continuu – curent continuu;

– convertorul curent continuu – curent alternativ;

– contor de energie electrică bidirecțional.

Pe schema bloc mai apar consumatorii de curent continuu, consumatorii de curent alternativ și Sistemul Electroenergetic Național (SEN). Contorul de energie electrică bidirecțional este necesar în cazul în care sistemul fotovoltaic este conectat la rețea și trebuie cunoscută cantitatea de energie livrată în SEN (în situația în care sistemul fotovoltaic produce mai mult decât au nevoie consumatorii) sau consumată din SEN (în situația în care sistemul fotovoltaic produce mai puțin decât au nevoie consumatorii). Sistemul fotovoltaic mai are în componența sa sisteme de protecție atât pe c.c., cât și pe c.a.

2.2 Clasificarea sistemelor fotovoltaice

Există mai multe criterii de clasificare.

După statutul față de sistemul energetic național:

– autonome (neconectate la rețea sau off grid, sau stand alone):

– cu stocare în baterii de acumulatoare;

– făra stocare.

– conectate la rețea (on grid):

– prin intermediul rețelei clădirii.

– direct

– fără stocare;

– cu stocare.

După locul de instalare a sistemelor fotovoltaice:

– pe pământ (puteri mari, centrale fotovoltaice);

– pe clădiri

– pe acoperiș;

– pe pereți.

După puterea instalată

– rezidențiale (de putere mică);

– parcuri fotovoltaice (putere mare).

2.3 Sisteme fotovoltaice autonome (off grid)

2.3.1 Sisteme fotovoltaice autonome fără stocare

Producerea de energie electrică este simultană cu consumul acesteia, neexistând sisteme de stocare.

Generatorul fotovoltaic convertește energia solară în energie electrică de c.c. Această energie este convertită în curent alternativ în scopul alimentării consumatorilor de c.a.

O schemă bloc simplificată a unui sistem fotovoltaic autonom fără stocare este prezentată în figura 2.2.

Fig. 2.2 Structura generală a unui sistem fotovoltaic autonom fără stocare

Elementele componente ale unui sistem fotovoltaic sunt:

– generatorul fotovoltaic;

– convertorul curent continuu – curent alternativ.

Sistemul fotovoltaic mai are în componența sa sisteme de protecție atât pe c.c., cât și pe c.a.

2.3.2 Sisteme fotovoltaice autonome cu stocare

Generatorul fotovoltaic convertește energia solară în energie electrică de c.c. Această energie este înmagazinată în baterii de acumulatoare, consumată ca energie de c.c. dacă există consumatori de c.c., sau convertită în curent alternativ în scopul alimentării consumatorilor de c.a.

O schemă bloc simplificată a unui sistem fotovoltaic autonom cu stocare este prezentată în figura 2.3.

Fig. 2.3 Structura generală a unui sistem fotovoltaic autonom cu stocare

Elementele componente ale unui sistem fotovoltaic sunt:

– generatorul fotovoltaic;

– controlerul de încărcare a acumulatorilor;

– bateriile de acumulatoare;

– convertorul curent continuu – curent continuu;

– convertorul curent continuu – curent alternativ.

Sistemul fotovoltaic mai are în componența sa sisteme de protecție atât pe c.c., cât și pe c.a.

2.4 Sisteme fotovoltaice conectate la rețea (on grid)

2.4.1 Sisteme fotovoltaice conectate la rețea prin intermediul rețelei clădirii

Generatorul fotovoltaic convertește energia solară în energie electrică de c.c. Această energie este înmagazinată în baterii de acumulatoare, consumată ca energie de c.c. dacă există consumatori de c.c., sau convertită în curent alternativ în scopul alimentării consumatorilor de c.a. În perioadele în care energia electrică generată este mai mare decât cea consumată, surplusul de energie este introdus în SEN, iar pe perioadele în care sistemul fotovoltaic nu produce suficient, sau nu produce, iar energia înmagazinată în acumulatori nu este suficientă pentru a acoperi consumul, consumatorii de c.a. sunt alimentați din SEN.

Schema bloc a unui sistem fotovoltaic, în varianta cea mai completă, este prezentată în figura 2.4.

Fig. 2.4 Structura generală a unui sistem fotovoltaic conectat la rețea prin intermediul rețelei clădirii

Elementele componente ale unui sistem fotovoltaic sunt:

– generatorul fotovoltaic;

– controlerul de încărcare a acumulatorilor;

– bateriile de acumulatoare;

– convertorul curent continuu – curent continuu;

– convertorul curent continuu – curent alternativ;

– contor de energie electrică bidirecțional.

Sistemul fotovoltaic mai are în componența sa sisteme de protecție atât pe c.c., cât și pe c.a.

2.4.2 Sisteme fotovoltaice conectate la rețea direct

2.4.2.1 Sisteme fotovoltaice fără stocare conectate direct la rețea

Generatorul fotovoltaic convertește energia solară în energie electrică de c.c. Această energie este convertită în curent alternativ și introdusă în SEN.

În figura 2.5. este prezentat un sistem fotovoltaic conectat direct la rețea [21] , iar în figura 2.6. o schemă bloc stilizată a unui sistem fotovoltaic conectat direct la rețea.

Fig. 2.5 Sistem fotovoltaic fără stocare conectat direct la rețea

Fig. 2.6 Schema bloc a unui sistem fotovoltaic fără stocare conectat direct la rețea

Elementele componente ale unui sistem fotovoltaic sunt:

– convertorul curent continuu – curent alternativ;

– contor de energie electrică.

Sistemul fotovoltaic mai are în componența sa sisteme de protecție atât pe c.c., cât și pe c.a. și alte accesorii.

2.4.2.2 Sisteme fotovoltaice cu stocare conectate direct la rețea

Generatorul fotovoltaic convertește energia solară în energie electrică de c.c. Această energie este înmagazinată în baterii de acumulatoare, convertită în curent alternativ și introdusă în SEN.

În figura 2.8. este prezentat un sistem fotovoltaic cu stocare conectat direct la rețea [21] , iar în figura 2.7. o schemă bloc stilizată a unui sistem fotovoltaic cu stocare conectat direct la rețea.

Fig. 2.7 Schema bloc a unui sistem fotovoltaic cu stocare conectat direct la rețea

Fig. 2.8 Sistem fotovoltaic cu stocare conectat direct la rețea

Elementele componente ale unui sistem fotovoltaic sunt:

– generatorul fotovoltaic;

– controlerul de încărcare a acumulatorilor;

– bateriile de acumulatoare;

– convertorul curent continuu – curent alternativ;

– contor de energie electrică.

Sistemul fotovoltaic mai are în componența sa sisteme de protecție atât pe c.c., cât și pe c.a. și alte accesorii.

3. DIMENSIONAREA SISTEMELOR FOTOVOLTAICE

3.1 Generalități

Un sistem fotovoltaic are în compunere următoarele elemente:

– generatorul fotovoltaic (panourile fotovoltaice)

– structura suport a panourilor fotovoltaice

– invertorul, utilizat pentru conversia energei electrice din curent continuu în curent alternativ

– tablou electric pe partea de cc

– tablou electric pe partea de ca

– elemente de protecție pe partea ce cc

– elemente de protecție pe partea de ca

– baterii de acumulatori pentru stocarea energiei, în cazul sistemelor autonome

– controlerul de încărcare a bateriilor, în cazul sistemelor autonome

– cabluri de conexiune între elementele componente ale sistemului, după caz, funcție de tipul sistemului fotovoltaic:

– panouri – cutie de conexiuni

– panouri – invertor

– panouri – controler de încărcare

– cutie de conexiuni – invertor

– cutie de conexiuni – controler de încărcare

– controler de încărcare – baterii

– baterii – invertor

– invertor – consumatori (rețea).

Avantajele utilizării sistemelor fotovoltaice [25]:

– instalarea și montarea relativ ușoare

– necesități de întreținere reduse

– durata de viață mare (zeci de ani)

– funcționare silențioasă

– nu au parți în mișcare (cu excepția sistemelor orientabile)

– ușor de extins.

Dezavantajele sistemelor fotovoltaice [25]:

– costul inițial este mare datorită costului ridicat al echipamentelor

– necesită spațiu de instalare mare

– producția de energie electrică este influențată atât de condițiile meteorologice cât și de gradul de poluare

– energia electrică nu poate fi produsă și noaptea, ceea ce poate impune în anumite situații instalarea de sisteme de stocare a energiei care cresc mult costul sistemului.

Factorii cei mai importanți care influențează producția de energie electrică a unui sistem fotovoltaic sunt:

– intensitatea radiației solare în locația de amplasare

– unghiul de orientare a panourilor in plan vertical (înclinare, elevație)

– unghiul de orientare a panourilor in plan orizontal (azimutul)

– performanțele de conversie ale elementelor siatemului, în special cele ale panourilor fotovoltaice și invertorului

– factorii de umbrire care afecteaza în special sistemele rezidențiale.

3.2 Etapele dimensionării unui sistem fotovoltaic

Etapele care trebuie parcurse pentru a dimensiona un sistem fotovoltaic depind de tipul acestuia și cuprind:

– alegerea locației și orientării

– evaluarea necesarului de energie electrică

– evaluarea disponibilului de energie solară

– stabilirea structurii sistemului

– dimensionarea (alegerea) principalelor elemente ale sistemului fotovoltaic.

3.3 Alegerea locației. Orientarea panourilor fotovoltaice

Proiectantul unui sistem fotovoltaic trebuie să ia în considerație următorii factori atunci când alege locația instalării sistemului:

– amplasarea corectă a sistemului astfel încât să fie evitată umbrirea;

– orientarea optimă a sistemului în funcție de condițiile meteorologice locale și de perioada din an când este utilizat;

– posibilitățile de montare astfel încât să fie maximizat câștigul de energie solară;

– planificarea utilizării consumatorilor de energie electrică pe perioada zi-noapte trebuie să fie făcută astfel încât să rezulte un consum cât mai mic.

Radiația solară variază în funcție de zona țării și de perioada din an. Trebuie cunoscută harta radiației solare pentru locația respectivă pentru a putea estima cantitatea de energie electrică care poate fi produsă de sistemul fotovoltaic. Utilizând harta radiației solare se va calcula un coeficient care va ține seama de perioada iernii, cu mai puțin soare, deci cu mai puțină energie electrică. Dacă sistemul va fi utilizat periodic și nu continuu, se va ține seama de perioadele din an în care va fi utilizat.

Calculele se fac în ipoteza orientării spre sud a panourilor, cu o înclinare de 30° și o eficiență de 75% (se estimează la 25% pierderile din sistemele de producere a energiei electrice).

Orientarea

Ideal, modulele trebuie să fie orientate spre sud, pe direcția în care soarele este la zenit. O cantitate rezonabilă de energie electrică va fi obținută și pentru orientarea spre sud-est sau sud-vest. Este contraindicată orientarea spre nord.

Pentru creșterea producției de energie electrică cu 30 până la 40%, panourile solare pot fi montate pe suporți a căror orientare se poate modifica în timpul zilei astfel încât să urmărească soarele. Această soluție nu este justificată în cazul sistemelor de puteri mici datorită costurilor mari de realizare a dispozitivelor de orientare după soare.

Inclinarea

Se recomandă ca modulele, acolo unde este posibil, să fie înclinate la 35 grade față de orizontală pentru un sistem cu utilizare continuă pe durata întregului an și la 30 de grade pentru sistemele utilizate numai în timpul verii.

Dacă este posibil, pentru sistemele cu utilizare continuă, înclinarea modulelor ar trebui să fie optimizată pentru timp de iarnă, când soarele stralucește cel mai puțin, unghiul ideal fiind de 60 ° față de orizontală.

Umbrirea

La amplasarea panourilor fotovoltaice trebuie să se țină seama de eventuale obstacole apropiate (clădiri, alte construcții) sau îndepărtate (forme de relief) care ar putea umbri.

3.4 Calculul necesarului de energie electrică

Se face ținându-se seama de mai mulți factori:

Periodicitatea de utilizare a instalației

Pot fi imaginate mai multe scenarii:

– utilizare continuă: încărcare și descărcare zilnică (zi-seară);

– periodic regulat: încărcarea și descărcarea săptămânal – weekend (5 zile încărcare, 2 zile descărcare)

– periodic neregulat: vacanță

– varianta 1: încărcare o lună și jumătate, descărcare două săptămâni (45 zile încărcare, 15 zile descărcare);

– varianta 2: încărcare două luni, descărcare două luni (60 zile încărcare, 60 zile descărcare).

Consumul de energie electrică

Cel mai simplu mod de evaluare a consumului îl reprezință factura de energie electrică. În absența acesteia se poate face o estimare a consumului pe baza datelor din tabelul 3.1.

Tabelul 3.1

Tabelul 3.2 estimează necesarul de energie electrică pentru un imobil ținând seama de durata de utilizare și perioada din zi a fiecărui consumator.

Tabelul 3.2

* Nu vor funcționa simultan.

Deoarece în sistem există pierderi se va adăuga un factor de corecție de 20 %, ceea ce va duce la =1,2×9990=11 844wh≈12000wh=12kWh.

12kWh

Puterea instantanee necesară consumatorilor va fi de asemenea suplimentată cu 20% pentru a compensa pierderile și se va obține 3350×1,2=4000W=4kW

4kW

3.5 Dimensionarea elementelor unui sistem fotovoltaic

3.5.1 Dimensionarea modulelor fotovoltaice

3.5.1.1 Determinarea puterii instalate a modulelor fotovoltaice

Funcție de tipul sistemului puterea instalată în panouri se dă sau trebuie calculată atunci cind se pornește de la un anumit necesar de energie electrică pentru acoperirea nevoilor.

Din tabelul 3.3, pentru locația selectată (București, sediul AREL), pentru un sistem cu o putere instalată de 1kWp orientat spre sud, cu o inclinare fixă de 35° producția de energie electrica anuală medie este de 3,33 kWh.

Puterea instalată a panourilor fotovoltaice pentru acoperirea unui necesar de energie electrică 12kWh se determină cu relația

Tabelul 3.3

3.5.1.2 Calculul numărului de panouri

Se alege tipul de panou solar.

Principalele caracteristici tehnice ale unui panou utilizate în proiectare sunt:

– – puterea maximă la STC

– – tensiunea generată de panou la

– – curentul panoului la

– – tensiunea de mers în gol a panoului

– – curentul de scurtcircuit al panoului

– randamentul modulului (%)

– – Coeficientul termic de corecție pentru putere

– – Coeficientul termic de corecție pentru tensiune

– – Coeficientul termic de corecție pentru curent

– tensiunea maximă de lucru a panoului

– valoarea maximă recomandată pentru siguranța de protecție la curent maximal

– temperatura de lucru

– temperatura nominală de lucru (NOCT)

– dimensiunile panoului

– greutatea panoului.

Numărul de panouri necesare se determină din relația

Uneori din calcule nu rezultă un număr întreg sau din diverse considerente se poate alege un număr de panouri mai mare decât cel rezultat din calcule. Puterea reală instalată în panouri se determină cu relația:

.

3.5.1.3 Calculul suprafeței sistemului fotovoltaic

unde este suprafața unui panou.

La suprafața calculată se va adăuga o suprafață suplimentară de cel puțin 2% necesară din nevoi tehnologice.

3.5.1.4 Alegerea schemei de conexiuni pentru panourile fotovoltaice

Se vor alege numărul de șruri (șiruri ce vor fi conectate în paralel) și numărul de panouri al unui șir (panouri fotovoltaice legate în serie).

3.5.1.5 Calculul caracteristicilor generatorului fotovoltaic

Puterea maximă

Reprezintă puterea maximă generată de sistemul fotovoltaic în curent continuu.

Tensiunea maximă

Reprezintă tensiunea maximă a generatorului fotovoltaic. Pentru determinarea acestui parametru se va ține seama de:

– numărul de panouri din șir,

– valoarea tensiunii de mers în gol a unui panou

– coeficientul termic de corecție pentru tensiune

– temperatura minimă de lucru a panourilor.

Relația de calcul este următoarea:

unde: – numărul de panouri conectate în serie

– coeficientul termic de corecție pentru tensiunea de mers în gol

– tensiunea de mers în gol a unui panou

– temperatura standard =25°C

– temperatura minimă în zona în care vor funcționa panourile.

Tensiunea minimă

Reprezintă tensiunea minimă a generatorului fotovoltaic. Pentru determinarea acestui parametru se va ține seama de:

– numărul de panouri din șir,

– valoarea tensiunii unui panou la puterea maximă

– coeficientul termic de corecție pentru tensiune

– temperatura maximă de lucru a panourilor.

Relația de calcul este următoarea:

unde: – numărul de panouri conectate în serie

– coeficientul termic de corecție pentru tensiunea de mers în gol

– tensiunea panoului la

– temperatura standard =25°C

– temperatura maximă de operare a panourilor.

Curentul maxim al sistemului fotovoltaic

Reprezintă curentul maxim al generatorului fotovoltaic. Trebuie să fie mai mic sau egal cu curentul maxim acceptat de invertor la intrarea/intrările de curent continuu.

Relația de calcul este următoarea:

unde: – numărul de șiruri conectate în paralel la o intrare a invertorului

– tensiunea panoului la

– coeficientul termic de corecție pentru curent

– temperatura standard =25°C

– temperatura maximă de operare a panourilor.

Există programe care ajută la calculul numărului de șiruri și a numărului de panouri.

3.5.2 Dimensionarea invertorului

Invertorul este un dispozitiv electric care permite convertirea curentului continuu în curent alternativ. Astfel, energia electrică produsă poate fi compatibilă cu rețeaua electrică de distribuție precum și cu majoritatea aparatelor electronice și electrocasnice.

Invertorul este utilizat în sistemele care au consumatori de curent alternativ sau sistemele conectate la rețea.

Puterea nominală în curent alternativ a invertorului este puterea pe care invertorul o poate furniza continuu la o temperatură de 25 grade Celsius.

Puterea invertorului trebuie să fie cu 20-25% mai mare decât puterea totală instantanee cerută de consumatori. Pentru sistemele autonome invertorul trebuie ales astfel încât tensiunea sa de intrare în cc să fie aceeași cu tensiunea bateriilor.

Pentru alegerea invertorului, la sistemele conectate la rețea, se va ține seama de cinci criterii:

– respectarea condițiilor tehnice minime impuse de legislație: pentru a fi permisă conectarea la rețeaua de distribuție a energiei electrice este necesar ca invertorul să respecte cerințele de conectare la rețea stabilite prin Ordinul ANRE 228/28.12.2018.

– puterea maximă la intrare : invertorul trebuie sa accepte la intrarea de curent continuu o putere mai mare sau egală cu puterea maximă a generatorului fotovoltaic.

– tensiunea maximă de intrare : invertorul trebuie sa accepte la intrarea de curent continuu o tensiune mai mare sau egală cu .

– tensiunea minimă de intrare : tensiunea la care invertorul începe să facă conversia din cc în ca trebuie să fie mai mică sau egală cu .

– curentul maxim de intrare : curentul maxim admis de invertor pe o intrare de cc trebuie să fie mai mare sau egal cu .

Invertoarele cu mai multe intrări independente prezintă avantajul unei siguranțe în funcționare mai mare, defectarea unui șir sau unei intrări neafectând funcționarea celorlalte (sistemul fotovoltaic va produce în continuare, în cantitate mai mică, energie electrică. De asemenea acest tip de invertoare este recomandat pentru optimizarea producției atunci când șirurile de panouri au orientări diferite.

3.5.3 Dimensionarea bateriilor de acumulatoare

Determinarea necesarului de energie electrică utilizat la dimensionarea acumulatorilor se poate face în mai multe variante:

– pe baza cerinței totale de energie electrică

– avantaj: se poate acoperi cererea consumatorilor atât pe timp de zi cât și pe timp de noapte, indiferent de condițiile meteo din timpul zilei;

– dezavantaj: va rezulta un sistem cu un număr mare de baterii de acumulatoare, deci mai scump.

– pe baza cerinței de energie pe timpul nopții la care se adaugă un 5-8% din necesarul de energie pe timpul zilei.

– avantaj: sistemul fotovoltaic va avea un număr mai mic de acumulatoare, deci va fi mai ieftin;

– dezavantaj: fluctuațiile de energie solară pe timpul zilei datorită condițiilor meteo (nori) pot afecta alimentarea cu energie electrică a consumatorilor mai ales în cazurile în care consumul nocturn este mic.

Capacitatea bateriei (Ah)

– se cunoaște necesarul zilnic de energie

– se consideră numărul de zile de autonomie în alimentarea cu energie electrică .

– Pentru a avea o durată de viață cât mai mare a bateriilor se va considera un grad de descărcare al baterilor de a cărui valoare depinde de tipul constructiv al bateriilor.

unde U este tensiunea bateriilor.

– Pentru funcționarea pe timp de iarnă se va ține seama de temperatura la care sunt ținute, conform tabelului 3.4 [23]. Funcție de temperatura la care vor funcționa bateriile se recalculează capacitatea bateriei cu relația

.

Tabelul 3.4

– se alege un acumulator de capacitate Ah. Numărul de acumulatoare necesar este . Numărul rezultat din calcule se va rotunji la un număr întreg care va putea fi modificat din considerente de realizare a unei anumite configurații de acumulatoare.

– numărul de acumulatoare pe un rând este , unde este tensiunea unui acumulator (în cazul in care tensiunea de lucru în cc a sistemului este alta decât cea a unui acumulator și se vor înseria mai mulți acumulatori pentru obținerea tensiunii dorite) .

– numărul total de rânduri de acumulatoare va fi rânduri.

3.5.4 Dimensionarea controlerului de încărcare

Controlerul de încărcare / descărcare este necesar pentru a optimiza durata de viață a bateriilor și pentru a permite o încărcare corespunzătoare. Proiectarea sa are la bază valoarea tensiunii de ieșire a modulelor solare și a bateriilor precum și gradul de încărcare al acestora. Dacă energia electrică produsă de panouri este în exces față de consum ea va fi stocată în baterii. Pentru protejarea acestora la supraîncărcare este necesar să fie întrerupt curetul de încărcare sau ca acesta să fie diminuat pe măsură ce crește gradul de încărcare a bateriei. Controlerele de încărcare mai simple funcționează pe principiul on-off, iar cele mai complicate asigură un curent de încărcare variabil (mai mare când bateria este descărcată și mai mic atunci când aceasta este încărcată). De asemenea controlerele trebuie să protejeze bateriile de acumulatoare la descarcarea sub limita admisă.

Controlerele trebuie să fie dimensionate astfel încât să suporte 125% din curentul de scurtcircuit și să reziste la tensiunea generată de panouri în gol. La temperaturi negative tensiunea de mers în gol panourilor crește cu 15-20%.

Curentul de ieșire al controlerului se determină din condiția de transfer în baterii a intregii puteri generate de panouri:

Tipuri de controlere de încărcare:

– serie: pentru întreruperea încărcării conțin un întrerupător între generatorul fotoelectric și bateria de acumulatoare care se deschide când bateria este încărcată (figura 3.2) [7].

Avantaj: tensiunea mică la bornele întrerupătorului.

Dezavantaj: apare o cădere de tensiune suplimentară între panouri și baterie.

Fig. 3.2 Controler de încărcare/descărcare serie

– paralel: scurtcircuitează generatorul fotoelectric când bateria este încărcată. Dioda de separare are rolul de a nu scurtcircuita bateria atunci când întrerupătorul este inchis și de a bloca curentul nocturn ce ar putea să apară între baterie și panou (figura 3.3) [7].

Dezavantaje:

– întrerupătorul este solicitat de întreaga tensiune a panoului, putând să apară probleme de protecție la supratensiuni;

– la valori mari ale curentului solicitarea termică a întrerupătorului este importantă.

Fig. 3.3 Controler de încărcare/descărcare paralel

– controlere de urmărire a punctului de putere maximă (MPPT): asigură extragerea puterii maxime din panourile fotovoltaice indiferent de temperatură și iluminare. Se măsoară tensiunea și curentul, se determină puterea momentană, se compară cu valoarea sa anterioară, luîndu-se decizia de creștere sau reducere a tensiunii la bornele panoului (figura 3.4) [1].

Avantaje:

– maximizarea stocării cantității de energie

– funcționează într-o plajă foarte largă de temperaturi asigurând recuperarea excesului de energie pe durata iernii.

– gama tensiunilor de intrare mare, până la 150Vcc, 200Vcc, 250Vcc sau chiar 600Vcc;

Dezavantaje:

– sunt mai scumpe

– gabarit mai mare.

Fig. 3.4 Controler de tip MPPT

– controlere cu impulsuri modulate în lățime (PWM): crează impulsuri de încărcare de lungime variabilă. Dacă bateria este încărcată parțial, impulsurile au lățime mare. Dacă bateria este încărcată, pentru diminuarea curentului de încarcărcare se micșorează lățimea impulsului, energia cu care se încarcă bateria fiind mai mică. Frecvența impulsurilor este de câteva sute de hertzi, iar lățimea poate fi de câteva milisecunde (figura 3.5) [1].

Avantaje:

– ieftine

– compacte

Dezavantaj: limitări ale tensiunii de intrare (12/24/48Vcc).

Fig. 3.5 Controler de tip PWM

3.5.5 Dimensionarea cablurilor

Cablurile solare sunt proiectate să aibă o durată de viață de 40 ani sau mai mult și în același timp să reducă la minimum pierderile de energie. De asemenea trebuie să reziste la temperaturi cuprinse între -20 și +80 °C. Alegerea corectă a cablului este foarte importantă deoarece dacă acesta are secțiunea prea mică se va încălzi și se va defecta.

3.5.5.1 Dimensionarea cablurilor dintre panoul solar fotovoltaic și controlerul de încărcare (invertor)

– se va determina tensiunea continuă maximă generată de un șir de panouri fotovoltaice ca produsul dintre numărul de panouri dintr-un șir, tensiunea unui panou și un coeficient de corecție care depinde de temperatura admisă a cablului (tabelul 3.5) [http://www.thesolarplanner.com/steps_page9b.html]:

– se stabilește căderea de tensiune acceptabilă pe cablu, 2-3% în mod normal [23], care va fi utilizată pentru calculul secțiunii transversale a cablului.

Tabelul 3.5 Coeficientul de corecție cu temperatura

– se calculează curentul nominal de scurtcircuit Isc al modulului.

– se calculează curentul continuu maxim care circulă prin conductor considerând cazul cel mai defavorabil =1,25×1,25xIsc.

Curentul determinat mai sus este la o temperatură de 70°C. Pentru determinarea curentului actual ce va fi luat în calculul secțiunii conductorului se va ține seama de temperatură prin coeficientul de corecție cu temperatura (tabelul 3.5) și de numărul conductorilor dintr-un cablu prin coeficientul (tabelul 3.6) [http://www.thesolarplanner.com/steps_page9b.html].

Tabelul 3.6 Factorul de corecție cu numărul conductoarelor dintr-un cablu

– se stabilește lungimea cablului și se calculează aria secțiunii transversale din condiția căderii de tensiune maxim admisibile:

.

Din relația căderii de tensiune admisibile pe cablu

se determină secțiunea minimă a conductorului

Se va alege un cablu cu sectiunea standard mai mare sau egală cu cea determinată prin calcul.

3.5.5.2 Dimensionarea cablurilor dintre controlerul de încărcare și baterie

Puterea maxima generată de panouri trebuie transferată integral în acumulatori la o tensiune de U. Curentul de încărcare va fi

În [23] se recomandă o cădere de tensiune admisibilă de 4% iar lungimea cablului de legătură maxim 5m. Producătorii impun însă restricții mai mari în ceea ce privește căderea de tensiune acceptabilă pe cablurile de legătură dintre controler și baterie iar lungimea acestora este recomandat a fi cât mai mică, 1,5-2m. Căderea de tensiune admisă va fi de maxim 0,259 V.

Se va alege un cablu cu sectiunea standard mai mare sau egală cu cea determinată prin calcul.

3.5.5.3 Dimensionarea cablurilor dintre baterie și invertor

Considerentele generale referitoare la lungimea și secțiunea conductorului sunt cele de la paragraful anterior.

Din relația puterii invertorului

se determină curentul

Din relația căderii de tensiune admisibile

se determină secțiunea minimă a conductorului (de cupru)

Se va alege un cablu cu secțiunea standard mai mare sau egală cu cea determinată prin calcul.

3.5.5.4 Dimensionarea cablurilor dintre invertor și consumatori

Se va considera o cădere de tensiune admisibilă de 2% iar lungimea cablului de legătură este mai mare, funcție de necesități (10, 20, 25 m).

V

Cazul trifazat

Din relația puterii invertorului

se determină curentul

.

Din relația căderii de tensiune admisibile

se determină secțiunea minimă a conductorului (de cupru)

.

Se va alege un cablu cu secțiunea standard mai mare sau egală cu cea determinată prin calcul.

Cazul monofazat

Din relația puterii invertorului

se determină curentul

.

Din relația căderii de tensiune admisibile

se determină secțiunea minimă a conductorului (de cupru)

Se va alege un cablu cu secțiunea standard mai mare sau egală cu cea determinată prin calcul.

3.6 Dimensionarea unui sistem fotovoltaic conectat la rețea (on-grid)

Se va configura un sistem fotovoltaic conectat la rețea cu putere instalată în panouri de 5 kWp.

3.6.1 Alegerea locației. Orientarea panourilor fotovoltaice

Locația: 44°23'4" Nord, 26°8'42" Est (sediul AREL București)

– amplasarea corectă a sistemului astfel încât să fie evitată umbrirea;

– orientarea sistemului: Sud, înclinarea fixă 35 grade.

3.6.2 Dimensionarea modulelor fotovoltaice

Puterea instalată în modulele fotovoltaice este

3.6.2.1 Calculul numărului de panouri

Se alege panou solar policristalin JKMS250P-60 (producător JinkoSolar) cu următoarele caracteristici tehnice:

Tabelul 3.7

panouri solare.

3.6.2.2 Calculul suprafeței sistemului fotovoltaic

Pentru montarea panourilor solare este nevoie de o suprafata de cel putin 32,4 m2 orientată spre sud. Practic suprafața ocupată va fi mai mare deoarece trebuie prevăzute distanțe de montaj față de marginile acoperișului și anumite distanțe tehnologice necesare mentenanței sistemului fotovoltaic.

3.6.2.3 Alegerea schemei de conexiuni a panourilor

Se va alege o schemă de conexiuni cu:

– varianta a: = 1 șir cu 20 panouri in serie.

– varianta b: =2 șiruri paralele, fiecare șir cu câte 10 panouri fotovoltaice legate în serie.

3.6.2.4 Calculul caracteristicilor generatorului fotovoltaic

Puterea maximă

Trebuie să fie mai mică sau egală cu puterea acceptată de invertor pe intrarea de curent continuu.

Tensiunea maximă

Trebuie să fie mai mică sau egală cu tensiunea acceptată de invertor la intrarea de curent continuu.

Varianta a: =20

Varianta b: =10

Tensiunea minimă

Trebuie să fie mai mare sau egală cu tensiunea minimă (acceptată de invertor la intrarea de curent continuu) de la care invertorul incepe conversia din CC în CA.

Varianta a: =20

Varianta b: =10

Curentul maxim de intrare

Trebuie să fie mai mic sau egal cu curentul maxim acceptat de invertor la intrarea/intrările de curent continuu.

Varianta a: =1

Varianta b: =2

3.6.3 Dimensionarea invertorului

Pentru alegerea invertorului se va ține seama de cele cinci criterii:

– respectarea condițiilor tehnice minime impuse de legislație: pentru a fi permisă conectarea la rețeaua de distribuție a energiei electrice este necesar ca invertorul să respecte cerințele de conectare la rețea stabilite prin Ordinul ANRE 228/28.12.2018.

– puterea maximă la intrare : invertorul trebuie sa accepte la intrarea de curent continuu o putere mai mare sau egală cu 5 kW.

– tensiunea maximă de intrare : invertorul trebuie sa accepte la intrarea de curent continuu o tensiune mai mare sau egală cu 843,4V pentru varianta a sau 421,7V pentru varianta b.

– tensiunea minimă de intrare : tensiunea la care invertorul începe să facă conversia din CC în CA trebuie să fie mai mică sau egală cu 534,13V în varianta a sau 267,06V în varianta b.

– curentul maxim de intrare : curentul maxim admis de invertor pe o intrare de CC trebuie să fie mai mare sau egal cu 9A în varianta a sau 18A în varianta b.

Ținând seama de cele cinci criterii au fost selectate două invertoare care îndeplinesc condițiile stabilite mai sus. Caracteristicile lor tehnice sunt prezentate în tabelul 3.8.

Tabelul 3.8

3.6.4 Dimensionarea cablurilor

3.6.4.1 Dimensionarea cablurilor dintre panouri și invertor

Se va adopta varianta b.

– se va considera temperatura mediului ambiant de 46-50°C. Din tabelul 3.5 rezultă valoarea =0,75.

V

V

– se calculează curentul continuu maxim care circulă prin conductor considerând cazul cel mai defavorabil. Sunt două șiruri de panouri fotovoltaice

A.

Curentul determinat mai sus este la o temperatură de 70°C. Pentru determinarea curentului ce va fi luat în calculul secțiunii conductorului se va ține seama de temperatură prin coeficientul de corecție cu temperatura (tabelul 3.5) și de numărul conductorilor dintr-un cablu prin coeficientul (tabelul 3.6) [http://www.thesolarplanner.com/steps_page9b.html].

A

– se va considera un cablu cu lungimea de 10 m din cupru cu rezistivitatea ρ=1,724 Ωm. Rezistența totală a cablului va fi (avem două cabluri, unul de ducere și unul de întoarcere între panouri și controlerul de încărcare)

.

– din condiția căderii de tensiune maxim admisibile:

se determină secțiunea minimă a conductorului

Se va alege un cablu cu sectiunea standard de 6 .

3.6.4.2 Dimensionarea cablurilor dintre invertor și consumatori (rețea)

Se va considera o cădere de tensiune admisibilă de 2% iar lungimea cablului de legătură 20m [23].

V

Cazul trifazat

Din relația puterii invertorului

se determină curentul

A.

Din relația căderii de tensiune admisibile

se determină secțiunea minimă a conductorului (de cupru)

.

Se va alege un cablu cu sectiunea standard de 1,5 .

Cazul monofazat

Din relația puterii invertorului

se determină curentul

A.

Din relația căderii de tensiune admisibile

se determină secțiunea minimă a conductorului (de cupru)

.

Se va alege un cablu cu sectiunea standard de 4 .

3.6.5 Estimarea producției de energie a sistemului

Pentru a estima producția de energie a sistemului se va folosi site-ul creat de Uniunea Europeană la adresa http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php care permite calculul cantității de energie electrică ce poate fi obținută cu ajutorul unui sistem fotovoltaic în funcție de locație, momentul din an, direcția și unghiul de înclinare al modulelor.

Se va deschide site-ul menționat și se vor da coordonatele locului de amplasare a sistemului fotovoltaic și puterea instalată a panourilor.

PVGIS estimates of solar electricity generation

Solar radiation database used: PVGIS-CMSAF

Nominal power of the PV system: 5.0 kW (thin film)

Estimated losses due to temperature and low irradiance: 8% (using local ambient temperature)

Estimated loss due to angular reflectance effects: 2.9%

Other losses (cables, inverter etc.): 14.0%

Combined PV system losses: 23.2%

Tabelul 3.9

3.6.6 Sinteza etapei de dimensionare

Se va completa un tablou sintetic (tabelul 3.10) care cuprinde toate datele obținute după parcurgerea etapei de dimensionare a elementelor sistemului fotovoltaic.

Tabelul 3.10

3.7 Dimensionarea unui sistem fotovoltaic autonom (off-grid)

Se va configura un sistem autonom care acoperă un consum de energie de 12 kWh pentru 24 ore și are o autonomie de 24 ore.

3.7.1 Alegerea locației. Orientarea panourilor fotovoltaice

Locația: 44°23'4" Nord, 26°8'42" Est (sediul AREL București)

– amplasarea corectă a sistemului astfel încât să fie evitată umbrirea;

– orientarea sistemului: Sud, înclinarea fixă 35 grade.

3.7.2 Dimensionarea modulelor fotovoltaice

3.7.2.1 Determinarea puterii instalate a modulelor fotovoltaice

Se cunoaște cantitatea de energie electrică necesară pentru 24 de ore 12kWh.

Trebuie determinată puterea instalată a modulelor fotovoltaice (kWp) și numărul modulelor. Vom considera că sistemul este cu utilizare continuă.

Din tabelul 3.3, pentru locația selectată, pentru un sistem cu o putere instalată de 1kWp orientat spre sud, cu o inclinare fixă de 35° producția de energie electrica anuală medie este de 3,33 kWh.

Puterea instalată a panourilor fotovoltaice pentru acoperirea unui necesar de energie electrică 12kWh se determină cu relația

3.7.2.2 Calculul numărului de panouri

Se alege un tip de panou solar cu puterea 275Wp, tensiunea =38,2 V, curent panou =8,47A, = 32.50 V, =9,18A, suprafața panou =1,63.

panouri solare.

Din considerente de realizare a unei scheme simetrice de legare a panourilor se va lua panouri. Puterea instalată va fi .

3.7.2.3 Calculul suprafeței sistemului fotovoltaic

Pentru montarea panourilor solare este nevoie de o suprafata de cel putin 24,45 m2 orientată spre sud 9se va adăuga cel puțin 2% pentru spsțiile tehnologice dintre panouri.

3.7.2.4 Alegerea schemei de conexiuni a panourilor fotovoltaice

Se va alege o schemă de conexiuni cu =5 șiruri paralele, fiecare șir cu câte 3 panouri fotovoltaice legate în serie.

3.7.2.5 Calculul caracteristicilor generatorului fotovoltaic

Tensiunea generatorului fotovoltaic:

V

Curentul generatorului fotovoltaic:

A.

3.7.3 Dimensionarea modulelor fotovoltaice – verificare

Pentru a vedea în ce măsură sunt acoperite necesitâțile de energie de către sistem se va folosi site-ul creat de Uniunea Europeană la adresa http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php

Acest site permite calculul cantității de energie electrică ce poate fi obținută cu ajutorul unui sistem fotovoltaic în funcție de:

– locație

– momentul din an

– direcția și unghiul de montaj al modulelor.

Se va deschide site-ul menționat și se vor da coordonatele locului de amplasare a sistemului fotovoltaic (sau se va preciza pe hartă locul de amplasare al sistemului).

PVGIS estimates of solar electricity generation

Solar radiation database used: PVGIS-CMSAF

Nominal power of the PV system: 4.1 kW (crystalline silicon)

Estimated losses due to temperature and low irradiance: 10.6% (using local ambient temperature)

Estimated loss due to angular reflectance effects: 2.9%

Other losses (cables, inverter etc.): 14.0%

Combined PV system losses: 25.3%

Ed: Average daily electricity production from the given system (kWh)

Em: Average monthly electricity production from the given system (kWh)

Hd: Average daily sum of global irradiation per square meter received by the modules of the given system (kWh/m2)

Hm: Average sum of global irradiation per square meter received by the modules of the given system (kWh/m2)

Se constată că pentru sistemul considerat producția de energie electrică este sub necesar în lunile ianuarie, februarie, noiembrie și decembrie.

3.7.4 Alegerea valorii tensiunii de lucru în curent continuu

Alegerea tensiunii de lucru în curent continuu se face în funcție de puterea instalată a panourilor fotovoltaice și puterea invertorului, urmărindu-se micșorarea curentului de lucru, a pierderilor, căderii de tensiune și implicit a secțiunii conductoarelor. Valoarea tensiunii de lucru în curent continuu se va alege în conformitate cu figura 3.6.

Fig. 3.6 Alegerea tensiunii de lucru în CC

Pentru puterea instalată în panouri de 4,125kWp se va alege valoarea de 48V pentru tensiunea de lucru în curent continuu.

3.7.5 Dimensionarea invertorului

Deoarece puterea invertorului trebuie să fie cu 20-25% mai mare decât puterea totală instantanee cerută de consumatori se va alege un invertor cu o putere egală cu 4kW iar tensiunea de intrare a acestuia trebuie să suporte tensiunea de lucru în curent continuu (48V).

Se va utiliza un invertor sinus pur de energie fotovoltaica Invertor 4000W, Schneider Conext XW 4548 cu următoarele caracteristici tehnice:

Putere nominala: 4000 W

Frecventa: 50-60 Hz

Tensiune nominala baterie: 48 V

Tensiune nominala de iesire: 230 V

3.7.6 Dimensionarea bateriilor de acumulatoare

Capacitatea bateriei (Ah)

– se cunoaște necesarul zilnic de energie =12 kWh

– se consideră numărul de zile de autonomie în alimentarea cu energie electrică =1 zile.

– Pentru a avea o durată de viață cât mai mare a bateriilor se va considera un grad de descărcare al baterilor de =50%.

– Pentru funcționarea pe timp de iarnă se va ține seama de temperatura la care sunt ținute, conform tabelului 3.4 [23]. Considerând o funcționare la 10°C se va lua și capacitatea necesară pentru baterie va deveni .

– se alege un acumulator de 200Ah, 12V. Numărul de acumulatoare necesar este . Vor fi necesare 12 acumulatoare de 12V.

– numărul de acumulatoare pe un rând este acumulatoare.

– numărul total de rânduri de acumulatoare va fi rânduri.

3.7.7 Dimensionarea controlerului de încărcare

Controlerele trebuie să fie dimensionate astfel încât să suporte 125% din curentul de scurtcircuit și să reziste la tensiunea generată de panouri în gol. Pentru exemplul considerat curentul de scurtcircuit al unui panou este 9,18A iar tensiunea la mers în gol a unui șir de panouri este 3×38,2=114,6V (=9,18A, curentul maxim este 1,25 × 9,18 =11,475A. Sunt 5 șiruri de module fotovoltaice și va rezulta un curent maxim de 5×11,475=57,375A).

Tensiunea la mers în gol a unui șir de panouri este V. La temperaturi negative tensiunea de mers în gol panourilor crește cu 15-20%.

Se va alege un controler cu tensiunea de intrare de minim 117×1,2=140,4V.

Curentul de ieșire al controlerului se determină din condiția de transfer în baterii a intregii puteri generate de panouri:

Se alege controlerul de încărcare Regulator incarcare baterii solare SmartSolar MPPT 150/85-Tr (12/24/48V-85A) Victron cu următoarele caracteristici tehnice:

Tensiune baterie: 12/24/48V;

Curent maxim de incarcare: 85A;

Putere nominala fotovoltaica: 12V-1200W, 24V-2400W, 48V-4900W;

Tensiunea maxima solara: 150V;

Iesire programabila DC: Nu;

Conexiune bluetooth: Da;

Temperatura de operare -30 to +60°C;

Dimensiune (mm) 216 x 295 x 103;

Greutate (Kg) 4,5;

3.7.8 Dimensionarea cablurilor

3.7.8.1 Dimensionarea cablurilor dintre panouri și controlerul de încărcare

– se va determina tensiunea continuă maximă generată de un șir de panouri fotovoltaice ca produsul dintre numărul de panouri dintr-un șir, tensiunea unui panou și un coeficient de corecție care depinde de temperatura admisă a cablului (tabelul 3.5) [http://www.thesolarplanner.com/steps_page9b.html]:

– se stabilește căderea de tensiune acceptabilă pe cablu, 2-3% în mod normal [23], care va fi utilizată pentru calculul secțiunii transversale a cablului.

V

– se calculează curentul nominal de scurtcircuit al sistemului. Sunt 5 șiruri de module fotovoltaice și va rezulta un curent =5×9,18=45,9A.

– se calculează curentul continuu maxim care circulă prin conductor considerând cazul cel mai defavorabil

=1,25×1,25x=1,25×1,25×45,9=71,72A.

Ținând seama de coeficientul de temperatură (70°C) (tabelul 3.5) și de numărul conductorilor dintr-un cablu prin coeficientul (tabelul 3.6) se determină curentul de calcul [http://www.thesolarplanner.com/steps_page9b.html]:

A

– se va considera un cablu cu lungimea de 10 m din cupru cu rezistivitatea ρ=1,724 Ωm. Rezistența totală a cablului va fi (avem două cabluri, unul de ducere și unul de întoarcere între panouri și controlerul de încărcare):

.

Din relația căderii de tensiune admisibile pe cablu

se determină secțiunea minimă a conductorului

Se va alege un cablu cu sectiunea standard de 25 .

3.7.8.2 Dimensionarea cablurilor dintre controlerul de încărcare și baterie

Este necesară atunci când sistemul fotovoltaic are controlerul de încărcare separat (și nu inclus în invertor).

Puterea maxima generată de panouri trebuie transferată integral în acumulatori la o tensiune de 48V. Curentul de încărcare va fi

Se poate lua în calcul și numai 0,9 din acest curent deoarece panourile nu funcționează la puterea maximă.

Lungimea cablului se ia de 2m iar căderea de tensiune admisibilă de 0,2V.

Se va alege un cablu cu sectiunea standard de 35 .

3.7.8.3 Dimensionarea cablurilor dintre baterie și invertor

Considerentele generale referitoare la lungimea și secctiunea conductorului sunt cele de la paragraful anterior.

Se va considera un cablu cu lungimea de 2 m și o cadere de tensiune maximă de 0,2V.

V

Din relația puterii invertorului

se determină curentul

A.

Din relația căderii de tensiune admisibile

se determină secțiunea minimă a conductorului (de cupru)

.

Se va alege un cablu cu sectiunea standard de 35 .

3.7.8.4 Dimensionarea cablurilor dintre invertor și consumatori

Se va considera o cădere de tensiune admisibilă de 2% iar lungimea cablului de legătură 20m [23].

V

Cazul trifazat

Din relația puterii invertorului

se determină curentul

A.

Din relația căderii de tensiune admisibile

se determină secțiunea minimă a conductorului (de cupru)

.

Se va alege un cablu cu sectiunea standard de 1,5 .

Cazul monofazat

Din relația puterii invertorului

se determină curentul

A.

Din relația căderii de tensiune admisibile

se determină secțiunea minimă a conductorului (de cupru)

.

Se va alege un cablu cu sectiunea standard de 4 .

3.7.9 Sinteza etapei de dimensionare

Se va completa un tablou sintetic (tabelul 3.11) care cuprinde toate datele obținute după parcurgerea etapei de dimensionare a elementelor sistemului fotovoltaic.

Tabelul 3.11.

3.8 Dimensionarea unui sistem fotovoltaic hibrid

3.8.1 Tema aplicației

Să se configureze un sistem fotovoltaic hibrid cu stocare și back-up din rețeaua electrică dacă se cunosc:

– necesarul de energia electrică pentru 24 ore: 9 kWh

– energia folosită din baterii pentru autoconsum 40% iar diferența folosită pentru back-up când se întrerupe tensiunea rețelei

– puterea instantanee maximă necesară consumatorilor: 3,5 kW

– autonomia (cantitatea de energie stocată în baterii): 24 ore

Se vor determina:

numărul de panouri fotovoltaice

numărul și capacitatea acumulatorilor

invertorul

controlerul de încărcare

componentele auxiliare necesare pentru funcționarea corespunzătoare a sistemului

cablurile

dintre panouri (cutia de joncțiuni) și regulatorul de încărcare

dintre regulatorul de încărcare și acumulatori

dintre acumulatori și invertor

dintre invertor și consumatori (rețea)

3.8.2 Alegerea locației. Orientarea panourilor fotovoltaice

Locația: 44°23'4" Nord, 26°8'42" Est (București, sediul AREL)

– amplasarea corectă a sistemului astfel încât să fie evitată umbrirea;

– orientarea sistemului: Sud, înclinarea fixă 35 grade

3.8.3 Calculul necesarului de energie electrică

Sistemul trebuie să asigure cu 60% din producție rezerva de energie stocată în baterii necesară consumatorilor în situația căderii rețelei de alimentare cu energie electrică iar restul de 40% va fi folosit pentru consumul curent sau va fi injectat în rețea. Energia produsă de sistem este:

E=9/0,6=15 kWh

Deoarece în sistem mai există și pierderi (eficiența controlerului de încărcare-descărcare, eficiența bateriilor, pierderile pe cabluri) se va adăuga un factor de corecție de 20 %, ceea ce va duce la =15×1,2=18kWh.

18kWh

Puterea instantanee necesară cerută de consumatori va fi de asemenea suplimentată cu 20% pentru a compensa pierderile și se va obține 3500×1,2=4200W=4,2kW.

4,2kW

3.8.4 Stabilirea configurației sistemului

Se alege o configurație de sistem care cuprinde:

– invertor hibrid bidirecțional cu intrare de tensiune de la rețea, ieșire de tensiune alternativă pentru consumatori și intrare de tensiune continuă de la bateria de acumulatori. Invertorul va asigura pe intrarea de tensiune alternativă circulația puterii în ambele sensuri.

– controlerul de încărcare

– acumulatori

– panouri fotovoltaice policristaline

gateway/datalogger pentru realizarea comunicației între componentele sistemului și transmiterea datelor la distanță

– contor inteligent bidirecțional instalat în amonte de invertor

– tablouri electrice pentru circuitele de curent continuu și de curent alternativ.

Energia produsă de panouri va încărca bateriile, va asigura consumul, iar surplusul va fi injectat în rețea. În absența soarelui bateriile se vor deascărca până la pragul setat în invertor. Când energia de la panouri sau baterii nu este suficientă consumatorii sunt alimentați din rețea.

3.8.5 Dimensionarea modulelor fotovoltaice

Se cunoaște cantitatea de energie electrică necesară pentru 24 de ore 18kWh.

Trebuie determinată puterea instalată a modulelor fotovoltaice (kWp) și numărul modulelor. Vom considera că sistemul este cu utilizare continuă.

3.8.5.1 Determinarea puterii instalate a modulelor fotovoltaice

Din tabelul 3.3, pentru locația selectată, pentru un sistem cu o putere instalată de 1kWp orientat spre sud, cu o inclinare fixă de 35° producția de energie electrica anuală medie este de 3,33 kWh.

3.8.5.2 Calculul numărului de panouri

Se alege un tip de panou solar cu puterea 280Wp, tensiunea =39 V, curentul de scurtcircuit, =9A, suprafața panou =1,65.

panouri solare.

Puterea instalată va fi .

3.8.5.3 Calculul suprafeței sistemului fotovoltaic

+2% spațiu între panouri.

Pentru montarea panourilor solare este nevoie de o suprafata de cel putin 34 m2 orientată spre sud.

3.8.5.4 Alegerea schemei de conexiuni a panourilor fotovoltaice

Se va alege o schemă de conexiuni cu =4 șiruri paralele, fiecare șir cu câte 5 panouri fotovoltaice legate în serie.

3.8.5.5 Calculul caracteristicilor generatorului fotovoltaic

Tensiunea generatorului fotovoltaic:

V

Curentul generatorului fotovoltaic:

A.

3.8.5.6 Dimensionarea modulelor fotovoltaice – verificare

Pentru a verifica corectitudinea calculelor efectuate se va folosi site-ul creat de Uniunea Europeană la adresa http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php

Se va deschide site-ul menționat și se vor da coordonatele locului de amplasare a sistemului fotovoltaic (sau se va poziționa pe hartă) și puterea instalată a panourilor.

PVGIS estimates of solar electricity generation

Solar radiation database used: PVGIS-CMSAF

Nominal power of the PV system: 5.6 kW (crystalline silicon)

Estimated losses due to temperature and low irradiance: 10.6% (using local ambient temperature)

Estimated loss due to angular reflectance effects: 2.9%

Other losses (cables, inverter etc.): 14.0%

Combined PV system losses: 25.3%

Ed: Average daily electricity production from the given system (kWh)

Em: Average monthly electricity production from the given system (kWh)

Hd: Average daily sum of global irradiation per square meter received by the modules of the given system (kWh/m2)

Hm: Average sum of global irradiation per square meter received by the modules of the given system (kWh/m2)

Se constată că producția de energie electrică este sub necesar în lunile ianuarie, februarie, octombrie, noiembrie și decembrie, când energia va fi preluată din rețea.

3.8.6 Alegerea valorii tensiunii de lucru în curent continuu

Alegerea tensiunii de lucru în curent continuu se face în funcție de puterea instalată a panourilor fotovoltaice și puterea invertorului, urmărindu-se micșorarea curentului de lucru, a pierderilor, căderii de tensiune și implicit a secțiunii conductoarelor. Valoarea tensiunii de lucru în curent continuu se va alege în conformitate cu figura 3.6.

Pentru puterea instalată în panouri de 5,6 kWp se va alege valoarea 48V pentru tensiunea de lucru în curent continuu.

3.8.7 Dimensionarea invertorului

Puterea nominală în curent alternativ a invertorului este puterea pe care invertorul o poate furniza continuu la o temperatură de 25 grade Celsius.

Deoarece puterea invertorului trebuie să fie cu 20-25% mai mare decât puterea totală instantanee cerută de consumatori se va alege un invertor cu o putere egală sau mai mare ca 4,2kW iar tensiunea de intrare a acestuia trebuie să fie mai mare decât tensiunea de la panouri.

Se va utiliza un invertor hibrid Victron Multiplus 5kW/48V cu următoarele caracteristici tehnice:

Tensiune de intrare în CC: 9,5 – 17 V, 19 – 33 V, 38 – 66 V

Putere nominală de ieșire: 5000 VA

Putere maximă:10000 W

Tensiune nominala de iesire: 230 V

3.8.8 Dimensionarea bateriilor de acumulatoare

Capacitatea bateriei (Ah)

– se cunoaște necesarul zilnic de energie =18 kWh

– se consideră numărul de zile de autonomie în alimentarea cu energie electrică =1 zile.

– Pentru a avea o durată de viață cât mai mare a bateriilor se va considera un grad de descărcare al baterilor de =50%.

– pentru funcționarea pe timp de iarnă se va ține seama de temperatura la care sunt ținute, conform tabelului 3.4 [23]. Considerând o funcționare la 10°C se va lua și capacitatea necesară pentru baterie va deveni .

– tensiunea de lucru în cc fiind de 48V este necesar un acumulator de 900Ah/48V. Va fi folosiți 24 de acumulatori conectați în serie de 900Ah/C10, 2V, tehnologie OPZV.

3.8.9 Dimensionarea controlerului de încărcare

Controlerul de încărcare / descărcare este necesar pentru a optimiza durata de viață a bateriilor și pentru a permite o încărcare corespunzătoare. Se folosesc mai ales controlere de tip MPPT cu trei trepte de tensiune de încărcare a bateriei: Bulk, Absorție, Float. Acestea se setează în controler în funcție de tipul bateriei.

Proiectarea sa are la bază puterea panourilor fotovoltaice, valoarea tensiunii de ieșire a panourilor și tensiunea bateriilor. Dacă energia electrică produsă de panouri este în exces față de consum ea va fi stocată în baterii. Pentru protejarea bateriilor la supraîncărcare este necesar să fie întrerupt curetul de încărcare sau ca acesta să fie diminuat pe măsură ce crește gradul de încărcare a bateriei. Controlerele de încărcare mai simple funcționează pe principiul on-off, iar cele mai complicate asigură un curent de încărcare variabil (mai mare când bateria este descărcată și mai mic atunci când aceasta este încărcată). De asemenea controlerele trebuie să protejeze bateriile de acumulatoare la descarcarea sub limita admisă.

Controlerele trebuie să fie dimensionate astfel încât să suporte 125% din curentul de scurtcircuit și să reziste la tensiunea generată de panouri în gol la temperatura minimă de funționare estimată a panourilor și să poată transfera în baterii și/sau consumatori întreaga putere de la panouri.

Curentul de scurtcircuit al celor 4 șiruri de panouri este 4×9=36A iar tensiunea la mers în gol a unui șir de panouri este V. La temperaturi negative tensiunea de mers în gol panourilor crește cu 15-20%.

Se va alege un controler cu tensiunea de intrare de minim 195×1,2=234V.

Curentul de ieșire al controlerului se determină din condiția de transfer în baterii a intregii puteri generate de panouri:

Se alege controlerul de încărcare Victron MPPT 250V/100A (deoarece în mod normal puterea generată de panouri este mai mică decât cea standard la STC) cu următoarele caracteristici tehnice:

Tensiune baterie: 12/24/48V;

Curent maxim de incarcare: 100A;

Putere nominala fotovoltaica: 12V-1450W, 24V-2900W, 48V-5800W;

Tensiunea maxima solara: 250V;

Temperatura de operare -30 to +60°C;

Atât intrarea cât și ieșirea controlerului trebuie protejate la curenți de suprasarcină și de scurtcircuit.

La intrarea controlerului de încărcare se va instala un întrerupător sau separator dimensionat pentru tensiunea de 250V CC și curentul 1,5x4x9=54A CC (se va alege valoarea standardizată de 63A).

La ieșirea controlerului de încărcare se va instala un întrerupător dimensionat pentru tensiunea de 48V și curentul de încărcare x1,25=100×1,25=125A CC (se alege valoarea standardizată de 125A).

3.8.10 Dimensionarea cablurilor

3.8.10.1 Dimensionarea cablurilor dintre panouri și controlerul de încărcare

Între panouri și controler se instalează o cutie de joncțiune la care sunt conectate șirurile de panouri. În cutie se instalează siguranțele de protecție pentru fiecare șir de panouri obligatoriu dacă sunt mai mult de 3 șiruri în paralel), protecția la supratensiuni atmosferice și întrerupătorul/separatorul de 63A/250V CC dimensionat la punctul anterior [24].

Cablul dintre un șir de panouri și cutia de joncțiune se alege cu secțiunea uzuală de 4 .Panourile cu celule de 156 mm (250 – 300Wp) sunt fabricate cu cabluri și conectori de 4. Dacă între panouri și cutie sunt lungimi mai mari se verifică caderea de tensiune pe cablu și dacă depășește 2-3% se alege un cablu de 6 . Pentru sistemele mari căderea de tensiune admisibilă este de maxim 1%.

Secțiunea cablului dintre cutia de joncțiune și controler se va determina astfel:

– se va determina tensiunea continuă maximă generată de un șir de panouri fotovoltaice ca produsul dintre numărul de panouri dintr-un șir, tensiunea unui panou și un coeficient de corecție care depinde de temperatura admisă a cablului (tabelul 3.5) [http://www.thesolarplanner.com/steps_page9b.html]:

V

– se stabilește căderea de tensiune acceptabilă pe cablu, 2-3% în mod normal [23], care va fi utilizată pentru calculul secțiunii transversale a cablului.

V

– se calculează curentul nominal de scurtcircuit al sistemului. Sunt șiruri de module fotovoltaice și va rezulta un curent =4×9=36A.

– se calculează curentul continuu maxim care circulă prin conductor considerând cazul cel mai defavorabil

=1,25×1,25x=1,25×1,25×36=56,25A.

Se va considera temparatura mediului ambiant 46÷50 °C iar cea a cablului 75 °C. Se va folosi un cablu cu 3 conductoare. Din tabelul 3.5 =0,75, din tabelul 3.6 =1, curentul de calcul al secțiunii conductorului fiind

A

– se va utiliza un cablu cu lungimea de 10 m din cupru cu rezistivitatea ρ=1,724 Ωm. Rezistența totală a cablului va fi (avem două cabluri, unul de ducere și unul de întoarcere între panouri și controlerul de încărcare):

.

Din relația căderii de tensiune admisibile pe cablu

se determină secțiunea minimă a conductorului

Se va alege un cablu cu sectiunea standard de 10 .

3.8.10.2 Dimensionarea cablurilor dintre controlerul de încărcare și baterie

Puterea maxima generată de panouri trebuie transferată integral în acumulatori la o tensiune de 48V. Curentul de încărcare este curentul maxim al controlerului I=100A.

Se utilizează un cablu cu lungimea de 2 m.

Căderea de tensiune admisă va fi de 0,2 V.

V

Se va alege un cablu cu sectiunea standard de 35 sau, pentru o siguranță mai mare 50.

3.8.10.3 Dimensionarea cablurilor dintre baterie și invertor

Considerentele generale referitoare la lungimea și secțiunea conductorului sunt cele de la paragraful anterior.

Vom considera un cablu cu lungimea de 2 m și o cadere de tensiune maximă de 0,2V.

V

Din relația puterii invertorului

se determină curentul

.

Din relația căderii de tensiune admisibile

se determină secțiunea minimă a conductorului (de cupru)

.

Deoarece invertorul poate furniza o putere mult mai mare în regim de scurtă durată, ca în cazul pornirii unor motoare, se va alege un cablu cu sectiunea standard mai mare, de 70 .

3.8.10.4 Dimensionarea cablurilor dintre invertor și consumatori

Se va considera o cădere de tensiune admisibilă de 2% iar lungimea cablului de legătură 25m [23].

V

Din relația puterii invertorului

se determină curentul

A.

Din relația căderii de tensiune admisibile

se determină secțiunea minimă a conductorului (de cupru)

.

Având în vedere condițiile de instalare, numărul de cabluri alăturate și temperatura se va împărți valoarea obținută la un coeficient 0,7÷0,9 și va rezulta s= 4,5÷5,8 .

Se va alege un cablu cu sectiunea standard de 6 .

3.8.11 Modulul de comunicație

Pentru controlul funcționării sistemului s-a ales modulul de comunicație (gateway) Victron Color Control GX. Acesta transmite informațiile pe portalul VRM-Victron (https://vrm.victronenergy.com/) printr-o legătură de internet.

Configurarea și monitorizarea se pot face atât local cât și de la distanță.

3.8.12 Sinteza etapei de dimensionare

Se va completa un tablou sintetic (tabelul 3.12) care cuprinde toate datele obținute după parcurgerea etapei de dimensionare a elementelor sistemului fotovoltaic.

Tabelul 3.12

4. ELEMENTELE DE PROTECȚIE ALE SISTEMELOR FOTOVOLTAICE

Protecția instalațiilor fotovoltaice este reglementată de Standardul IEC 60 364-712.

Conform standardelor modulele fotovoltaice trebuie să aibă clasa de izolație II, iar toate carcasele echipamentelor sistemului fotovoltaic să fie prevăzute cu avertizări asupra posibilității apariției de tensiuni periculoase chiar și după întreruperea circuitelor.

Principalele măsuri de protecție se referă la:

– protecția împotriva fulgerelor;

– protecția împotriva supratensiunilor generate de trăznete

– supratensiuni directe

– supratensiuni indirecte

– protecția împotriva curentului invers

– împământarea

– protecția la suprasarcini și scurtcircuit

– protecția la perturbații generate de funcționarea rețelei

– alte elemente de protecție.

Protecția împotriva fulgerelor

Instalațiile fotovoltaice montate pe clădiri nu conduc la creșterea riscului la loviturile de trăsnet, instalația de paratrăsnet a clădirii fiind suficientă pentru protecție, generatorul fotovoltaic trebuind să fie conectat la aceasta.

Dacă sistemul fotovoltaic se află într-o locație expusă, trebuie utilizată o instalație de protecție la trăsnet corespunzătoare. De exemplu, sistemele fotovoltaice montate pe acoperișurile plane ale clădirilor care sunt expuse la fulgere trebuie să fie dotate cu propriul sistem de protecție împotriva trăsnetelor, deoarece generatorul fotovoltaic, ca structură de acoperiș proiectat, prezintă un punct de impact preferențial.

Protecția împotriva supratensiunilor generate de trăznete

Se face prin instalarea unui paratrasnet (dacă nu era deja instalat pentru protecția clădirii) și prin utilizarea unor sisteme de protecție la supratensiuni (SPD) atât pe partea de curent continuu cât și pe cea de curent alternativ a instalației.

Dacă nu sunt utilizate cabluri ecranate, la conductorii activi trebuie să se conecteze descărcătoare de supratensiune cu un curent nominal de scurgere de aproximativ 10kA. Dacă sunt utilizate cabluri ecranate se utilizează descărcătoare de supratensiune cu un curent nominal de scurgere de aproximativ 1kA.

Pentru a proteja sistemele fotovoltaice și dispozitivele electronice din aval de cuplajul capacitiv și inductiv și la supratensiunea rețelei sunt utilizați senzori de supratensiune. Întrerupătoarele de supratensiune sunt instalate în cutia de joncțiuni a panoului fotovoltaic.

Operatorul instalației fotovoltaice trebuie să efectueze o inspecție vizuală a descărcătoarelor de supratensiune după fiecare furtună sau cel puțin o dată la șase luni. Indicatorul vizual de defecțiune este montat într-un punct ușor de văzut de către operator.

Protecția împotriva curentului invers

Deoarece panourile fotovoltaice se deteriorează dacă absorb energie electrică (situație posibilă pe timpul nopții, când panourile nu mai produc energie, iar bateriile de acumulatoare pot genera energie spre panouri) se utilizează diode care împiedică circulația curentului continuu de la baterie spre panouri.

Împământarea

Se face atît pe partea de curent alternativ cât și pe partea de curent continuu dacă cele două circuite sunt separate (izolate între ele). Aceasta asigură și protecția persoanelor împotriva tensiunilor la deteriorarea izolației de bază a unor echipamente.

Protecția la suprasarcini și scurtcircuit

Se utilizează siguranțe automate și alte echipamente de protecție adecvate atât pe partea de curent continuu cât și pe partea de curent alternativ a instalației electrice.

Dispozitivele de curent rezidual (RCD) monitorizează curentul care circulă în circuitul electric iar dacă diferența dintre cei doi curenți (de tur și retur) depășește 30mA, RCD-ul va izola circuitul în 0,2 secunde.

Pentru cablurile dintre panourile fotovoltaice și regulatorul de încărcare a bateriilor se poate omite protecția la suprasarcină daca acesta este proiectat pentru a suporta un curent egal cu de 1,25 ori curentul de scurtcircuit al panourilor (vezi paragraful 3.5.6. A).

Protecția la perturbații generate de funcționarea rețelei

Pentru protecția la perturbațiile induse de comutațiile elementelor din componența convertoarelor statice de putere sau de alte elemente ale instalației electrice se pot utiliza filtre pentru eliminarea armonicilor.

Alte elemente de protecție

Întrerupător de sarcină pe partea de curent continuu a invertorului în situațiile în care este necesară întreruperea alimentării acestuia pentru efectuarea unor lucrări de întreținere și reparații sau intervenții pe partea de curent alternativ.

Întrerupător de sarcină pe partea de curent alternativ. Este necesar să poată fi blocat în poziția deschis.

5. STRUCTURA SUPORT A SISTEMELOR FOTOVOLTAICE

5.1 Clasificarea structurilor de susținere a panourilor fotovoltaice

Structurile de susținere ale sistemelor fotovoltaice sunt specifice locului de montare a panourilor și se pot clasifica astfel:

– amplasate la nivelul solului

– cu orientare fixă

– cu posibilitate de orientare după una sau două axe

– amplasate în clădiri

– pe acoperișul clădirii

– adaptate la clădire

– integrate în clădire

– integrate în acoperișul clădirii

– integrate în acoperișul de sticlă sau luminator

– integrate în fațadă

– componente de umbrire.

5.2 Sisteme fotovoltaice amplasate la nivelul solului

Sisteme cu orientare fixă

Sisteme cu posibilități de orientare după una sau două axe

În aceste cazuri structura poate folosi două metode de amplasare:

– prin înșurubare

– prin batere

Structura prin batere este cea mai folosită pentru centralele fotovoltaice montate pe teren.

În continuare sunt prezentate câteva imagini cu structura prin inșurubare:

5.3 Sisteme fotovoltaice amplasate pe clădiri

Instalarea sistemelor fotovoltaice pe o clădire poate avea, pe lângă producția de energie electrică, și alte beneficii:

– protecție împotriva intemperiilor

– izolare termică

– protecție fonică sau solară.

Au o capacitate instalată între 5 kWp și 200 kWp, și, în situații speciale, cum ar fi blocurile de locuințe, de până la 2MWp. Instalațiile rezidențiale sunt mai mici de 10 kWp putere instalată iar cele comerciale se situează între 10kWp – 100kWp [5].

Sisteme fotovoltaice amplasate pe acoperișul clădirii

Se presupune o clădire deja construită, la care se dorește amplasarea pe acoperiș a unui sistem fotovoltaic de producere a energiei electrice. Se adaptează la tipul de acoperiș în ceea ce privește materialele folosite pentru prinderea suporților și orientarea panourilor.

Sisteme fotovoltaice adaptate la clădire

Constă în suprapunerea arhitecturală a sistemului fotovoltaic peste elementele clădirii: acoperiș, fațadă etc. Elementele fotovoltaice sunt paralele cu anvelopa clădirii sau folosesc o structură care le permite să își schimbe în mod optim înclinația [5].

Structura acoperiș:

Sisteme fotovoltaice integrate în clădire

Sistemul fotovoltaic este încorporat în clădire. Elementele constructive ale clădirii sunt înlocuite cu module fotovoltaice care îndeplinesc diferite funcții arhitecturale. Există diverse părți ale unei clădiri unde se pot integra modulele fotovoltaice:

Sisteme fotovoltaice integrate în acoperișul clădirii

Sisteme fotovoltaice integrate în acoperișul de sticlă sau luminatorul clădirii

Combină avantajul difuziunii luminii în clădire cu posibilitatea instalării de module fotovoltaice.

Sisteme fotovoltaice integrate în fațada clădirii

Modulele solare sunt integrate în fațadă prin realizarea unei fațade tip cortină de sticlă sau fațadă ventilată.

Sisteme fotovoltaice integrate în elementele de umbrire

Arhitectura actuală utilizează suprafețe vitrate mari și pereți cortină, fiind nevoie de sisteme de umbrire. Modulele fotovoltaice pot fi folosite ca elemente de umbrire prin montarea deasupra geamurilor. Aceste sisteme fotovoltaice pot fi dotate cu sisteme de urmărire a radiației solare unidirecționale care modifică înclinarea modulului pentru atingerea nivelului maxim de producție și un grad variabil de umbrire.

5.4 Construirea sistemelor fotovoltaice integrate

Integrarea în anvelopa clădirii

Pături de cauciuc cu celule siliconice înglobate.

Panouri auto-adezive

Panouri flexibile

Integrarea pe acoperiș

Țiglă solară

Module fotovoltaice pentru fațade și luminatoare

– foarte ușor de realizat conexiunile electrice

– există posibilitatea de a ascunde cablurile in interiorul infrastructurii pentru a obține un aspect estetic uniform.

6. VERIFICĂRI ÎNAINTE DE PUNEREA ÎN FUNCȚIUNE A SISTEMELOR FOTOVOLTAICE

Verificarea înainte de punerea în funcțiune a sistemului fotovoltaic se face în două moduri:

– inspecție

– încercări.

6.1. Verificarea prin inspecție

Inspecția trebuie să preceadă încercarea și trebuie efectuată înainte de a pune instalația sub tensiune.

Inspecția trebuie să confirme că echipamentul electric montat este:

– în conformitate cu prescripțiile de securitate ale standardelor de echipament corespunzătoare;

– ales și montat în mod corect conform normativelor și instrucțiunilor fabricantului;

– fără deteriorări vizibile astfel încât să afecteze siguranța.

Inspecția trebuie să stabilească dacă instalațiile electrice corespund proiectului și notelor de șantier emise pe durata execuției și să includă următoarele verificări:

măsurile de protecție împotriva șocurilor electrice prin atingere directă;

prezența barierelor pentru oprirea focului și alte măsuri împotriva focului precum și măsuri împotriva efectelor termice;

alegerea conductoarelor pentru intensitatea admisibilă a curentului și căderea de tensiune;

alegerea și reglarea dispozitivelor de protecție și de supraveghere;

prezența și amplasarea corectă a dispozitivelor corespunzătoare de separare și de comutare;

alegerea echipamentului și a măsurilor de protecție corespunzătoare pentru influențele externe;

identificarea corectă a conductoarelor de protecție și a conductoarelor neutre;

existența schemelor, inscripțiilor de avertizare sau a altor informații similare;

identificarea circuitelor, a dispozitivelor de protecție la supracurenți, întreruptoare, borne, doze, tablouri electrice, etc.

conectarea corespunzătoare a conductoarelor (în doze, tablouri electrice etc.);

prezența și utilizarea corectă a conductoarelor de protecție, inclusiv a conductoarelor pentru legătura de echipotențializare de protecție și legătura de echipotențializare suplimentară;

posibilitatea de acces la echipamente pentru ușurința acționării, a identificării și a mentenanței.

6.2. Verificarea prin încercări

Încercările trebuie efectuate (atunci când sunt aplicabile) de regulă în următoarea ordine:

continuitatea conductoarelor;

rezistența izolației instalației electrice;

protecția prin TFJS, TFJP, sau prin separarea electrică;

protecția prin întreruperea automată a alimentării;

protecția suplimentară;

încercarea de polaritate;

verificarea secvenței succesiunii fazelor;

încercări funcționale;

căderea de tensiune.

Continuitatea conductoarelor

Trebuie efectuată o încercare privind continuitatea electrică a:

conductoarelor de protecție, a conductoarelor pentru legături de echipotențializare, a conductoarelor de echipotențializare suplimentare;

conductoarelor active.

Încercarea continuității conductoarelor de protecție și a legăturilor de egalizare a potențialelor, se efectuează cu o sursă de tensiune de 4 – 24 V (în gol) la tensiune continuă sau alternativă și un curent electric de minimum 0,2 A.

Rezistența izolației instalației electrice

Rezistența electrică a izolației trebuie măsurată între conductoarele active și conductorul de protecție conectat la rețeaua de legare la pământ.

În scopul acestei încercări conductoarele active pot fi conectate împreună.

Rezistența electrică a izolației măsurate trebuie să aibă valorile din tabelul 7.1.

Tabelul 7.1

Rezistența electrică a izolației se măsoară cu tensiune continuă având valorile din tabelul 7.1. și un curent de 1 mA.

Toate măsurătorile se fac cu instalația deconectată de la sursa de alimentare.

Protecția prin TFJS, TFJP sau prin separare electrică

Separarea părților active ale unor circuite față de altele cât și față de pământ se verifică prin măsurarea rezistenței izolației.

Protecția prin TFJS: separarea părților active de cele ale altor circuite cât și față de pământ se verifică prin măsurarea rezistenței izolației. Rezistența electrică obținută trebuie să fie conform tabelului 7.1.

Protecția prin TFJP: separarea părților active de cele ale altor circuite se verifică prin măsurarea rezistenței izolației. Rezistența electrică obținută trebuie să fie conform tabelului 7.1.

Protecția prin separare electrică: separarea părților active de cele ale altor circuite cât și față de pământ se verifică prin măsurarea rezistenței izolației. Valoarea rezistenței izolației obținute trebuie să fie conform tabelului 7.1.

Protecția prin întreruperea automată a alimentării

Ținându-se seama de tipul de rețea TN, TT, IT, verificarea eficienței măsurilor de protecție la defect (protecția împotriva atingerilor indirecte) prin deconectare automată a alimentării se face verificându-se:

a) Pentru rețelele TN:

1) impedanța buclei de defect, prin măsurare;

2) caracteristicile și / sau eficiența dispozitivelor de protecție asociate, prin examinare vizuală și încercare. Această verificare trebuie realizată:

– pentru dispozitivele de protecție la supracurenți prin examinare vizuală (de exemplu reglajul pentru declanșare de scurtă durată sau instantanee pentru întreruptoare, curentul nominal și tipul pentru siguranțele fuzibile);

– pentru DDR prin examinare vizuală și încercare.

Timpii de deconectare trebuie să fie cei prevăzuți în standarde.

Timpii de deconectare trebuie verificați în caz de:

– reutilizare a echipamentelor DDR;

– extinderi sau modificări ale unei instalații existente unde DDR existente sunt utilizate de asemenea ca dispozitive de deconectare pentru aceste extinderi sau modificări.

b) Pentru rețelele TT:

1) rezistența RA a prizei de pământ (electrodului de pământ) pentru elemente conductoare ale instalației prin măsurare;

2) caracteristicile și / sau eficiența dispozitivelor de protecție asociate prin examinare vizuală și încercare. Această verificare trebuie realizată:

– pentru dispozitive de protecție la supracurenți: prin examinare vizuală (de exemplu reglajul pentru declanșare de scurtă durată sau instantanee pentru întreruptoare, curentul nominal și tipul pentru siguranțele fuzibile);

– pentru DDR: prin examinare vizuală și încercare.

Timpii de deconectare trebuie să fie cei prevăzuți în standarde.

Timpii de deconectare trebuie verificați în caz de:

– reutilizare a echipamentelor DDR;

– extinderi sau modificări ale unei instalații existente unde DDR existente sunt utilizate de asemenea ca dispozitive de deconectare pentru aceste extinderi sau modificări.

c) Pentru rețelele IT:

Verificarea prin calcul sau măsurare a curentului Id în cazul primului defect al conductorului de linie sau a conductorului neutru.

Atunci când se produce un al doilea defect într-un alt circuit și condițiile sunt similare cu cele din rețeaua TT, verificarea se efectuează ca și pentru o rețea TT (vezi punctul b) de mai sus).

Atunci când se produce un al doilea defect într-un alt circuit și condițiile sunt similare cu cele din rețeaua TN, verificarea se efectuează ca și pentru o rețea TN (vezi punctul a) de mai sus).

Măsurarea rezistenței electrice a prizei de pământ în toate cazurile se efectuează cu metode și aparate specializate. Se poate face după recomandările din SR HD 60364-6 sau o altă metodă similară.

Măsurarea impedanței buclei de defect. Înainte de a realiza măsurarea impedanței buclei de defect este necesară o încercare de continuitate electrică. Ține seama de particularitățile rețelei (TN sau IT) și se poate face conform cu recomandările din SR HD 60364-6 – (Anexa 8.3) sau cu o metodă similară.

Protecția suplimentară

Verificarea eficienței măsurilor aplicate pentru protecția suplimentară se realizează prin examinare vizuală și încercare.

Dacă sunt necesare DDR pentru protecție suplimentară, eficiența deconectării automate a alimentării prin DDR trebuie să fie verificată utilizând echipamente de încercare corespunzătoare care să confirme că prescripțiile din proiect au fost îndeplinite.

Încercarea de polaritate

Se va verifica existența dispozitivelor monopolare de întrerupere pe conductorul (conductoarele) de fază.

Verificarea secvenței succesiunii fazelor

În cazul circuitelor polifazate trebuie să se verifice dacă secvența succesiunii fazelor este respectată.

Încercări funcționale

Ansamblurile, cum sunt ansamblurile de comutație și de comandă, de acționări, organe de comandă și de interblocare, trebuie să facă obiectul unei încercări a funcționării lor pentru a se vedea dacă sunt corect montate, reglate și instalate în conformitate cu prescripțiile documentației tehnice.

Dispozitivele de protecție trebuie să fie supuse la o încercare de verificare a funcționării lor, pentru a verifica dacă sunt corect instalate și reglate.

Verificarea la căderea de tensiune

Verificarea la căderea de tensiune poate fi făcută prin:

– măsurare;

– prin calcul.

Raportul pentru verificarea inițială

– se face după finalizarea verificării unei instalații noi sau extinderi, sau a unei modificări la o instalație existentă.

– trebuie să conțină detalii ale părții instalației care face obiectul raportului împreună cu consemnarea inspecției și rezultatul încercărilor.

– defectele constatate în raport trebuie remediate înaintea punerii în funcțiune și consemnate în documentele de recepție ale instalației.

– poate conține recomandări pentru reparații și îmbunătățiri.

– conținut:

– consemnări ale inspecțiilor;

– consemnări ale circuitelor încercate și rezultatele încercărilor. În consemnările detaliilor circuitelor și ale rezultatelor încercărilor trebuie să se identifice fiecare circuit, inclusiv dispozitivul (dispozitivele) de protecție asociate și trebuie să se consemneze rezultatele încercărilor și măsurătorilor corespunzătoare.

– Raportul pentru verificarea inițială trebuie redactat conform cu reglementările specifice referitoare la verificarea calității lucrărilor de construcții și semnat sau autentificat de o persoană sau de persoane competente pentru verificare.

7. MENTENANȚA SISTEMELOR FOTOVOLTAICE

Nivelul de performanță al sistemului fotovoltaic trebuie să fie menținut pe toată durata de viață.

Pentru aceasta trebuie să se aplice proceduri de exploatare și întreținere.

Sistemele fotovoltaice au cerințe reduse de întreținere. Pentru a efectua lucrări de întreținere și întreținere, este necesar să se dispună de o documentație completă a sistemului.

7.1. Proceduri de întreținere a sistemului

Se vor efectua următoarele activități:

Inspecții:

– se vor inspecta vizual

– starea generală a echipamentelor: module, cabluri, cutii de joncțiune, invertoare, instalația de împământare

– poziția panourilor: umbrire, distanțe, azimut adecvat și înclinație

– structura și balastul: consistență și rugină (frecvent în zonele cu salinitate ridicată sau atmosferă corozivă)

Măsurători:

– de mediu: înclinația și azimutul generatorului fotovoltaic prin plasarea senzorului de iradiere G și a celui de temperatură TC cu înclinația și azimutul la aceeași temperatură (amplasarea senzorilor cu 1 oră înaintea măsurătorilor);

– electrice: vor fi măsurați simultan la ieșirea invertorului VMPP și IMPP (DMM) CAP (analizor mono sau trifazic), G și TC pentru a studia direct eficiența invertorului.

Curățarea modulelor fotovoltaice

Se va face periodic cu apă și elemente neabrazive. În zonele populate de păsări, este necesară plasarea sistemelor de protecție împotriva acestora.

Prevenirea și evitarea umbrelor noi

Se analizează situația copacilor din zonă, iluminatul stradal și antenele apărute în apropierea modulelor.

Curățarea echipamentelor electrice aferente sistemelor fotovoltaice (cotrolere de încărcare, invertoare)

Se vor scoate echipamentele de sub tensiune și se va face, acolo unde este cazul, inclusiv o curățare interioară a acestora.

7.2. Sisteme de măsurare și monitorizare

Se va face monitorizarea datelor relevante ale sistemului fotovoltaic:

La nivel local prin LED-uri și panouri de afișare

– temperaturile locale și ale panourilor (șC)

– radiația solară ()

– puterea instantanee (W)

– energia totală stocată în baterii (kWh)

– emisiile de din total energie produsă.

Prin control la distanță

Se vor monitoriza:

– valori instantanee ale diferiților parametri

– înregistrarea istoriei informațiilor într-o bază de date

– grafice ale energiei și puterii generate zilnic, săptămânal și lunar

– tabele zilnice conținând valorile monitorizate

– comparații între producțiile sistemelor fotovoltaice individuale conectate

– facturarea individuală a sistemelor fotovoltaice

– adaptarea la nevoile fiecărui client prin intermediul configurației.

7.3. Întreținerea preventivă

Întreținerea preventivă presupune analiza datelor achiziționate de la sistemul fotovoltaic în scopul anticipării comportamentului acestuia și detectării unor posibile nefuncționalități sau degradări.

Personalul de întreținere va aplica procedurile de rezolvare a problemelor identificate astfel încât eficiența și performanțele instalației vor fi îmbunătățite prin eliminarea problemelor care ar putea duce la diminuarea performanțelor sistemului și creșterea costurilor asociate sistemului.

În tabelul 7.1 sunt prezentate activitățile de mentenanță și periodicitatea acestora.

Tabelul 7.1

8. ERORI DE PROIECTARE ȘI EXECUȚIE A SISTEMELOR FOTOVOLTAICE

Erorile care apar la proiectarea și execuția sistemelor fotovoltaice pot avea ca efect:

– o producție de energie electrică mai mică decât cea estimată

– funcționare necorespunzătoate a sistemului fotovoltaic

– defecte funcționale care scot din funcțiune sistemul fotovoltaic.

Printre cele mai des întâlnite erori se numără:

– necorelarea suprafeței panoutilor fotovoltaice cu capacitatea energetică solară a zonei de amplasare a sistemului fotovoltaic

– orientarea necorespunzătoare a panourilor fotovoltaice atât din punct de vedere al înclinării cât și al azimutului

– efecte de umbrire care nu au fost luate în considerație la alegerea locului și modului de amplasare a instalației

– dimensionarea necorespunzătoare a cablurilor dintre panouri și invertor (regulatorul de încărcare a bateriilor)

În timpul funcționării pot apărea probleme ca:

– stratificarea electrolitului în bateriile de acumulatoare

– pierderea de electrolit

Alt gen de defecte sunt cele de izolație. În timp izolația îmbătrânește datorită expunerii îndelungate la radiațiile UV. Pentru sursele de energie electrică, durata de viață a cablurilor de forță este de 45 de ani. Orice defect de izolație poate duce la un arc electric și deci la deteriorarea echipamentelor și în cel mai rău caz la un incendiu. Multe invertoare au o funcție de monitorizare a izolației.

Defectele de construcție ca deformarea modulelelor PV la instalarea pe acoperiș conduc la apariția unor probleme în funcționare.

În exemplul de mai jos panourile au fost demontate dintr-o centrală fotovoltaică din Bulgaria și aduse în Romania pentru a fi montate într-o nouă centrală. Modul defectuos de manipulare a panourilor precum și modul în care structura a fost montată a dus la pierderea a 30% din panouri ceea ce a dus implicit la o scădere drastică de putere precum și la pagube materiale mari.

BIBLIOGRAFIE

[1] https://doclegend.com/queue/curs-sistem-fotovoltaice-off-grid-autonome_59df84c9d64ab2e01df46276_pdf?queue_id=5a9f5d72d64ab22a0915bf05

[2] https://www.google.ro/search?source=hp&ei=yhOYWvHaOsPNwALVkYDADA&q=sisteme+fotovoltaice+doc&oq=sisteme+fotovoltaice+doc&gs_l=psy-ab.3..33i160k1l2.15114.36654.0.39434.26.15.1.10.10.0.410.2148.0j14j4-1.15.0….0…1c.1.64.psy-ab..0.26.2592…0j46j0i46k1j0i22i30k1j0i22i10i30k1.0.Azv2JigGgNc

[3] https://biblioteca.regielive.ro/referate/electrotehnica/panouri-solare-fotovoltaice-235694.html

[4] instal.utcb.ro/site/teza_doctorat_Ionut_Caluianu.pdf

[5] pvtrin.eu/assets/media/PDF/Publications/…/68.pd

[6] https://suleacosti.files.wordpress.com/…/l8-studiul-structurii-unui-sis…

[7] https://785.ro/wp-content/uploads/energie-fotovoltaica-.pdf

[8] J. Sawin, K. Chawla, R. Rahlwes, E. Galán, A. McCrone, E. Musolino, L. Riahi, J. Sawin, R. Sims, V. Sonntag-O’Brien and F. Sverrisson, "Renewables 2013 Global Status Report," Paris, 2013.

[9] L. Freris and D. Infield, Renewable Energy in Power Systems, Wiley, 2008, p. 300.

[10] Buzau Madalina MihaelaDumitrascu Mirela Mihaela, Dimensionarea Unei-Instalatii Fotovoltaice Autonome, https://dokumen.tips/documents/135608615-dimensionarea-unei-instalatii-fotovoltaice-autonome.html

[11] https://www.google.ro/search?source=hp&ei=yhOYWvHaOsPNwALVkYDADA&q=sisteme+fotovoltaice+doc&oq=sisteme+fotovoltaice+doc&gs_l=psy-ab.3..33i160k1l2.15114.36654.0.39434.26.15.1.10.10.0.410.2148.0j14j4-1.15.0….0…1c.1.64.psy-ab..0.26.2592…0j46j0i46k1j0i22i30k1j0i22i10i30k1.0.Azv2JigGgNc

[12] http://www.electricalc.ro/sisteme-fotovoltaice-solare/dimensionarea-instalatiei

[13] modului 1- Introducere in surse de energie primara: http://ro-bul-ret.eu/images/stories/results/manuals/ro/modulul%201.pdf

[14] Victor Lucian, Energia solarata, ghid de captare si conversie a energiei solare pentru utilizare

[15] www.anre.ro

[16] http://pvtrin.eu/assets/media/PDF/Publications/Informational%20Material/Installing%20PV-Practical%20guide/68.pdf

[17] – http://alusistemi.it/wp-content/uploads/2018/05/CATALOGO%20ATLANTE-NOVEMBRE%202017.pdf

[18] https://doclegend.com/queue/curs-sistem-fotovoltaice-off-grid-autonome_59df84c9d64ab2e01df46276_pdf?queue_id=5a9f5d72d64ab22a0915bf05

[19] https://www.google.ro/search?ei=t16fWpKLLcm1sAf6-r3YAQ&q=Off-grid-Photovoltaic+Systems+pdf&oq=Off-grid-Photovoltaic+Systems+pdf&gs_l=psy-ab.12…115688.142399.0.145704.57.57.0.0.0.0.158.5841.30j27.57.0….0…1c.1.64.psy-ab..0.4.460…33i21k1j0i22i30k1j33i22i29i30k1.0.88gb7l5bJ8w

[20] Laborator, https://www.google.ro/search?ei=t16fWpKLLcm1sAf6-r3YAQ&q=Off-grid-Photovoltaic+Systems+pdf&oq=Off-grid-Photovoltaic+Systems+pdf&gs_l=psy-ab.12…115688.142399.0.145704.57.57.0.0.0.0.158.5841.30j27.57.0….0…1c.1.64.psy-ab..0.4.460…33i21k1j0i22i30k1j33i22i29i30k1.0.88gb7l5bJ8w

[21] https://www.google.ro/search?ei=t16fWpKLLcm1sAf6-r3YAQ&q=Off-grid-Photovoltaic+Systems+pdf&oq=Off-grid-Photovoltaic+Systems+pdf&gs_l=psy-ab.12…115688.142399.0.145704.57.57.0.0.0.0.158.5841.30j27.57.0….0…1c.1.64.psy-ab..0.4.460…33i21k1j0i22i30k1j33i22i29i30k1.0.88gb7l5bJ8w

[22] https://www.google.ro/search?ei=t16fWpKLLcm1sAf6-r3YAQ&q=Off-grid-Photovoltaic+Systems+pdf&oq=Off-grid-Photovoltaic+Systems+pdf&gs_l=psy-ab.12…115688.142399.0.145704.57.57.0.0.0.0.158.5841.30j27.57.0….0…1c.1.64.psy-ab..0.4.460…33i21k1j0i22i30k1j33i22i29i30k1.0.88gb7l5bJ8w

[23] Parimita Mohanty, K. Rahul Sharma, Mukesh Gujar, Mohan Kolhe, Aimie Nazmin Azmi, PV System Design for Off-Grid Applications

[24] Popescu N., Aplicație practică la cursul de specializare Instalator pentru sisteme fotovoltaice solare, București 2019

[25] Taciuc M., Aplicație practică la cursul de specializare Instalator pentru sisteme fotovoltaice solare, București 2019