Studiu de Fezabilitate Pentru Un Parc Fotovoltaic
Studiu de fezabilitate pentru un parc fotovoltaic
ENUNȚUL TEMEI:
Studiu de fezabilitate pentru un Parc Fotovoltaic
CONȚINUTUL proiectului de diplomă/lucrării de disertație
Piese scrise
Piese desenate
Anexe
LOCUL DOCUMENTĂRII:
Universitatea Tehnica Cluj Napoca
CONDUCĂTOR ȘTIINȚIFIC:
Sef lucrari dr. Ing. Aurel Botezan
Data emiterii temei:
Termen de predare:
Conducător științific, Absolvent,
(Sef lucrari dr. Ing. Aurel Botezan) (Vlad Bilbor)
(semnătura) (semnătura)
Declarație-angajament: Deoarece acest proiect de diplomă/lucrare de disertație nu ar fi putut fi finalizat(ă) fără ajutorul membrilor departamentului Departamentul de Electroenergetică și Management și a echipamentelor de la departament, mă angajez să public informațiile conținute în lucrare numai cu acordul scris al conducătorului științific și al directorului de departament.
Data: ………… Semnătura
Declarație: [anonimizat], declar că am întocmit prezentul proiect de diplomă/lucrare de disertație prin eforturi proprii, fără nici un ajutor extern, sub îndrumarea conducătorului științific și pe baza bibliografiei indicate de acesta.
Data: ………… Semnătura
Cuprins
Introducere
1.Date generale
1.1. Scurt istoric
2.Descrierea generală a proiectului
2.1. Considerații generale privind radiația solară
2.2 Amplasament
2.3 Topografia, geologia, seismicitatea
2.4 Situația juridică a terenului
3.Date energetice
3.1 Date energetice globale pentru locul de producere
3.2 Considerente teoretice privind panourile fotovoltaice
3.3 Considerente teoretice privind invertoare conectate la rețea dedicate aplicațiilor fotovoltaice
4.Alegerea echipamentelor necesare instalatiei de utilizare a centralei fotovoltaice
4.1. Surse și consum de putere
4.2. Analiza situației energetice de perspectivă
4.3. Instalații existente
5.Prezentarea memoriului tehnic pe specialități
5.1. Racordarea la RED a centralei fotovoltaice proiectate
5.2. Descriere lucrări, punct de racordare, grup de măsură, delimitare instalații
5.3. Devieri și protejări de utilități aferente
5.4. Sursele de apă, energie electrică, și altele (lucrări definitive și provizorii)
5.5. Căile de acces permanente, căile de comunicații și altele
5.6. Concluziile evaluării impactului asupra mediului
6.Grafic cu etapele de realizare a investiției
7.Scenarii tehnico economice
7.1. Dimensionare invertoare și stringuri panouri fotovoltaice.
7.2. Dimensionare cabluri DC și AC
7.3. Determinarea pierderilor de energie
7.4. Orientarea Panourilor Fotovoltaice 42
7.5. Analiza și concluzii referitoare la orientarea PV
7.6. Evaluarea producției de energie și performante
7.7. Energia și randamentul produs pe an
8.Principalii indicatori Tehnico-Economici
8.1. Costurile estimative ale investiției
9.Analiza cost-beneficiu
10.Cadrul legislativ ce reglementează proiectarea si bibliografie
Introducere
Scopul acestui proiect constă în studiul de fezabilitate și analiza teoretică și tehnico-economică pentru a produce energie electrică utilizând panourile fotovoltaice. În același timp,
am considerat ca prezentul studiu ar putea fi realizat de un investitor privat, motiv pentru care am introdus în proiectul meu și datele tehnico-economice cu sumele aferente fiecărei etape în parte, în eventualitatea materializării acestui proiect.
Se știe că o mare parte din energia electrică produsă la nivel global este obținută pe baza arderii combustibililor fosili (în proporție de circa 70%): gaz, cărbune, petrol. În prezent, omenirea se confruntă cu o anumită criză energetică, aceasta datorându-se faptului că aceste resurse sunt epuizabile și neregenerabile.
Pe baza cercetărilor în domeniu, a fost dovedit faptul că energia solară, eoliană, energia valurilor, energia cinetică a vânturilor, etc. pot fi considerate o sursă viabilă de energie în diferite aplicații și necesități, din punct de vedere economic.
Dintre cele enumerate mai sus și nu numai, energia solară reprezintă cea mai abundentă formă de resursă energetic folosită în planul energiilor regenerabile. Datorită acestui aspect, a costului necesar asamblării unei astfel de instalație fotovoltaică relativ accesibil, dar și a scăderii constante a prețului acesteia, se preconizează că în anii ce vor urma acestea să devină competitive în raport cu piața globală.
Prezentul studiu s-a realizat având la baza datele geografice și de radiație solară pentru zona orașului Turda, județul Cluj.
1. Date generale
Denumirea obiectivului
Studiu de fezabilitate pentru parc fotovoltaic
Amplasament
Studiul se face pentru județul Cluj, zona localităților Turda și Câmpia Turzii, terenul alocat având suprafața totală de 8.4 ha.
Investitor
Nedeterminat
Beneficiarul investiției
Nedeterminat
Faza de proiectare
Studiu de fezabilitate
Elaboratorul documentației
Bilbor Vlad
1.1. Scurt istoric
Termenul de fotovoltaic combină cuvântul grecesc “photos” – lumina cu “volt”, denumirea unității de forță electromotoare, după numele fizicianului italian Count Alessandro Volta, cel care a inventat bateria. Deci cuvântul fotovoltaic reprezintă transformarea luminii în electricitate.
Folosirea energiei solare pentru încălzire are o istorie destul de lungă, dar originea dispozitivelor care produc electricitate folosind energia solară este de dată mult mai recentă.
Descoperirea efectului fotovoltaic îi aparține fizicianului francez Edmond Becqurel, care în anul 1839 a publicat o lucrare în care descrie experimentele sale cu o “celulă umedă”, în decursul cărora a observat că tensiunea la bornele celulei crește dacă electrozii săi de argint sunt expuși la lumină.
Primul raport asupra efectului fotovoltaic la un corp solid a fost făcut în 1877, când cercetătorii Adams și Day, de la Cambridge descriu observațiile lor referitoare la modificarea proprietăților electrice ale seleniului când este expus la lumină.
În 1884 Charls Edgar Fritts, un electrician din New York înregistrează primul patent referitor la o celulă solară. Celula construită de Fritts consta dintr-o plachetă de seleniu acoperită cu fire subțiri de aur și sticlă protectoare. Aceasta prezintă elemente similare cu cele de astăzi, dar celula lui Fritts era ineficientă. Eficiența unei celule solare este definită ca parte din fluxul solar incident pe suprafața ei transformat în electricitate. Mai puțin de 1% din fluxul solar incident pe suprafața acestei celule construite de Fritts este convertit în electricitate. Totuși, celulele cu seleniu se răspândesc rapid în echiparea exponometrelor fotografice.
Celulele moderne apar abia în anii 50, având o strânsă legătură cu electronica modernă a materialelor semiconductoare. În anul 1953 Chapin, Fueler și Peason de la Bell Telephone Laboratories, New Jersy SUA, publica un articol în care anunță realizarea unei celule solare din siliciu cu o eficiența de 6%.
Primele celule fotovoltaice erau folosite pentru alimentarea cu energie electrică a sateliților artificiali. Prima utilizare a fost în 1958, pentru a alimenta un radioemițător amplasat pe al doilea satelit american, Vanguard I. Această aplicație a fost un succes, iar datorită ei folosirea celulelor fotovoltaice pentru alimentarea vehiculelor spațiale a devenit universală.
Conversia termoelectrică a energiei solare se poate obține prin termoconversie, obținându-se în prima etapă căldura înmagazinată într-un agent precum aerul, apa sau uleiul, iar în etapa doi căldura astfel obținută e transformată în electricitate în centralele termoelectrice obișnuite. O astfel de instalație se regăsește în complexul termoelectric solar din deșertul Mojave, SUA, (Fig. 1) unde 405 hectare de oglinzi controlate de computer încălzesc ulei în același timp, la 390 grade Celsius, care este folosit mai apoi la generarea aburului pentru turbine cu o putere instalată totală de 275 MW.
Fig. – parc fotovoltaic sitatuat în deșertul Mojave, SUA
2. Descrierea generală a proiectului
2.1. Considerații generale privind radiația solară
Soarele este la originea tuturor formelor de energie pe care le-au descoperit și de care
s-au servit oamenii. Energia solară se poate transforma în alte forme de energie precum: energie mecanică, termică sau electrică.
Particlularitățile și dificultățile de folosire a acestei energii dotorate caracteristicilor cu totul diferite de alte energii ar fi: resursa inepuizabilă, nepoluantă și disponibilă practic pe întreaga suprafață a globului, dar difuză, cu o densitate mică pe suprafață, variabilă după anotimp și intermitentă cu alternanțe noapte/zi.
Datorită faptului că omenirea se confruntă cu o creștere a populației destul de accentuată, iar resursele clasice utilizate sunt din ce în ce mai scumpe, și totodată că acestea sunt neregenerabile, este necesară adoptarea unor tehnici pentru producerea energiei electrice bazate pe resurse ieftine, regenerabile și utilizabile pe scară largă.
Dintre aceste resurse, energia solară este o sursă enormă de energie regenerabilă care nu a fost valorificată în mod corespunzător. Energia solară are trei nivele sau perioade într-o zi – de la ora 6 dimineața până la 12 , de la 12 la 14 și de la 14 la 18. În aceste intervale, energia captată crește în primul nivel, rămâne constantă în al doilea nivel și scade în al treilea Potențialul anual de energie solară din lume este 438,000JWh pe an.
Cercetarea în domeniul energiei regenerabilă nu este nouă și aceasta oferă omenirii posibilitatea de a atenua problemele de alimentare. Energia solară radiată sub formă de unde electromagnetice care includ căldura, lumina și o serie de radiații ultraviolete, este una dintre resursele regenerabile ale planetei, de care omenirea încearcă să se folosească din ce în ce mai mult, datorită efectelor adverse ale producerii energiei prin folosirea combustibililor fosili. Printre aceste efecte adverse o să amintesc efectul de seră, încălzirea globală, ploile acide, și scăderea calității aerului, datorită emisiilor de zgură și funingine datorate arderii cărbunelui.
Producerea de energie din panoul solar depinde de numărul de celule fotovoltaice în cascadă, tehnologia panoului de procesare, intensitatea radiației solare (lumina soarelui), unghiul de incidență și poziția polară sau locația pe longitudinea pământului și latitudine.
Energia solară, e o sursă de energie fundamentală care reprezintă pentru omenire o importantă parte din propriile noastre nevoi. Nu este o sursă limitată, perspectivele ei fiind de viitor. Mari firme multinaționale ca Shell, BP, Siemens, dar în ultima perioadă chiar și firmele din Asia își concentrează eforturile înspre domeniul energiei de bază, în special asupra energiei solare fotovoltaică.
Gestul e datorat așteptărilor acestor firme de a li se oferi perspective benefice și nu de grija lor pentru mediu. Cu toate acestea, energia solară pare să se dezvolte înspre o promisiune ce ține de eternitate. Un motiv pentru toate acestea este prețul.
Energia solară e mult mai costisitoare decât energia obișnuită, iar câtă vreme acest fapt nu se va schimba, energia solară va rămâne o promisiune nerealizată.
Suntem într-o etapa importantă în care se încearcă și se va încerca înlăturarea pe parcurs a combustibililor fosili în favoarea surselor de energie regenerabile. În timp se accede către căderea prețului energiei solare astfel încât să domine în mod unanim acceptat și să fie la nivel amplu folosită.
Totodata, cu ajutorul mecanismelor pieței economice s-ar putea produce într-un interval destul de scurt un preț concurențial pentru puterea solară, acesta fiind o chestiune care se doreste rezolvată de mult.
În România, având principala motivație protecția mediului, promovarea producerii energiei electrice din surse regenerabile reprezintă un imperativ al perioadei actuale. Soarele reprezintă o sursă inepuizabilă de energie la nivelul pământului. Soarele emite aproape toată energia într-un segment de lungimi de unda de la 2×10-7 până la 4×10-6 metri, majoritatea energiei fiind în spectrul vizibil. Cu cât este mai mică lungimea de undă cu atât frecvența este mai mare și energia asociată este mai ridicată (în eV). Radiația din regiunea ultravioletă are mai multă energie asociată decât cea din spectrul vizibil.
Celulele fotovoltaice se comporta diferit la diferite lungimi de undă. Celulele fotovoltaice pe bază de Siliciu cristalin pot utiliza întregul spectru vizibil plus o parte din spectrul infraroșu.
Media energiei electrice primită de pământ pe fiecare m2 din suprafața exterioară a atmosferei terestre este de 1,367 kV. Atmosfera absoarbe și reflecta o parte din această radiație, majoritatea raze X și ultraviolete (Fig. 2), încălzind aerul și vaporii de apă constituind radiația solară difuză. Cu toate acestea,conform calculelor, cantitatea de energie solară care ajunge la suprafața pământului (radiația solară directă) într-o oră este mai mare decât valoarea totală de energie consumată de omenire într-un an.
Intensitatea radiației solare directe depinde de starea atmosferei și de poziția pe glob, având variații zilnice și anuale în funcție de mișcarea globului terestru, dovada sunt modificările temperaturii de la zi la noapte și de la vară la iarnă(Fig. 3).
Fig. – intensitatea radiației care ajunge pe suprafata Pamantului
Energia pierdută în deplasarea de la marginea atmosferei la suprafața pământului depinde de lungimea traseului pe care trebuie să-l parcurgă lumina. Radiația care ajunge la nivelul mării, la prânz în condițiile de cer senin este de circa 1000 W/m și este descrisă ca radiație cu “masa de aer 1”(sau AM1). Deoarece soarele este la apogeu doar pentru o perioadă scurtă de timp, masa de aer parcursă este mai mare în mod normal decât unitatea (AM1), adică energia disponibilă este în marea majoritate a timpului mai mică de 1000 W/m2.
AM1.5G(ground) și AM1.5D(direct) definesc spectrul standard de radiație solară la suprafața pământului.
Numărul “1.5” indică faptul că lungimea traseului luminii prin atmosfera este în general de 1.5 ori mai mare decât calea cea mai scurtă(când soarele este la apogeu). În afara atmosferei avem AM0 – traseul parcurs de lumină prin atmosfera fiind zero. Intensitatea radiației AM1.5D este aproximată prin reducerea energiei spectrului de radiație AM0 cu 28%(se consideră că 18% din energie este absorbită și 10% este dispersată)
Energia din spectrul global este cu 10% mai mare decât cea corespunzătoare spectrului de radiații directe, astfel pentru AM1.5G rezultă 970 W/m2. Cu toate acestea spectrul standard AM1.5G este “normalizat” la valoarea de 1000W/m2. Datorită modificărilor frecvente în ce privește incidenta radiației solare.
Distribuția geografică a potențialului solar în România este realizată pe cinci zone:
Dobrogea-Litoral, zona Jud. Timiș și Bihor
Muntenia
Podișul Transilvaniei, Câmpia de Vest, Moldova
IV.Zona Subcarpatică
V.Munții Carpați
Zona 0, cu potențial de peste 1.250 KWh/mp și an, iar zona IV cu potențial sub 950 KWh/mp și an. Radiația solară cu valori mai mari de 1.200 kWh/m2/an se înregistrează pe o suprafață mai mare de 50% din suprafața totală a țării. Potențialul exploatabil prin sisteme fotovoltaice în România este apreciat la 1.200 GWh/an.
Cantitatea de radiație solară recepționată anual de celulele fotovoltaice având o înclinație optimă pe teritoriul României este redată sugestiv pe harta de mai jos(Fig.4):
Fig. – harta intensitații radiației pe suprafața Romaniei
Definiția energiei solare: Energia solară reprezintă energia electromagnetică transmisă de soare generată prin fuziune nucleară, având aproximativ 420 trilioane kWh.
Efecte ale valorificării Surselor Regenerabile de Energie:
reducerea importului de resurse energetice primare, pentru care se cheltuie fonduri importante
reducerea pierderilor de energie pe liniile de transport
alimentarea cu energie electrică a numeroase localități pe cuprinsul țării
crearea unui număr important de locuri de muncă
eliminarea căderilor de tensiune în zonele depărtate ale rețelelor electrice
2.2 Amplasament
Zona de studiu este localizată în județul Cluj pe teritoriul localităților Turda și Câmpia Turzii, la limita administrativă dintre cele 2 orașe, terenul alocat fiind format din 2 parcele (6.1ha + 2.3 ha). Zona aferenta unei noi investiții se afla în vecinătatea serei legumicole Câmpia Turzii, cu categoria de folosință – teren arabil.(Fig. 5) Locația se găsește în Podișul Transilvaniei, valea Ariesului, afluent pe partea dreaptă al Mureșului.
Căi de acces: Amplasamentul noului parc fotovoltaic este situat la aproximativ 1.5 km de la DN 15 (E60)–de la intrarea în parcul industrial REIF (situat la ieșirea din Câmpia Turzii). Accesul în zona viitoarelor lucrări va fi facil datorită drumului existent, conform planului de încadrare în zonă.
Având în vedere destinația economică a terenului ,teren agricol cu vegetație joasă conform CF 52297.51421,50567, aceasta va rămâne neschimbată. Suprafețele ocupate de investiție au caracter temporar și pot fi clasificate după tip de lucrare în :
Suprafața ocupată:
Pentru montarea subterană de cabluri 3700 m2 (un culoar de 0.5 m pe întreaga lungime a traselui de cabluri);
Pentru realizarea celor 4 PTPB-uri este de 105.6 m2
Suprafețe pentru șuruburi de tip Krinner (aproximativ 28.5 cm2 per șurub), utilizate pentru fixarea structurii metalice de susținere a panourilor la sol:
Tabel 1 – numărul de șuruburi Krinner și suprafața ocupată de acestea raporatat la PTAB
Suprafața total ocupată definitiv este de 105.6 m2 ;
Fig. 5 – Plan de încadrare în zonă (conform Pl. 1)
2.3 Topografia, geologia, seismicitatea
Așezare zona – în Apusul bazinului transilvan, în valea Arieșului, afluent pe dreapta al
Mureșului.
Conform ridicării topografice furnizate, avem următoarele date ale zonei:
Topografia: zona extravilană – teren nelocuit
Zona climatică: zona A (conform PE 106/2003)
Încărcarea seismică: Ks = 0,08 (conf. P 100/2004)
Perioada de colț: Tc = 0,7 s (conf. P 100/2004)
ag (accelerația terenului) pentru IMR=100 ani: ag =0,08 cm/s2
Zona seismică de calcul: F (conf. P 100/2004)
Grad de poluare: I (conf. NTE 001/03/00)
Altitudinea peste nivelul mării: 287 m
Indice cronokeraunic: 112
Tipul de clima caracteristică pentru această zonă este de “clima de deal continentala” cu ierni blânde și veri răcoroase și secetoase, cu precipitații suficiente dar neuniforme.
2.4 Situația juridică a terenului
Situația juridică a terenului – terenul este proprietate privată .
Suprafața totală de teren ocupată – 8.4 ha
3. Date energetice
3.1 Date energetice globale pentru locul de producere
Sursă: Fotovoltaic
Pi/panou(c.c.)[kW]: 0.245
Nr. panouri: 20160
Pi total (c.c.)[kW]: 4939
Pmax debitat de panouri (c.c)[kW]: 4939
la Tm=2000 h/an conform NTE401/03/00
Consumul propriu al sistemului fotoelectric
Pmax absorbită [kW]: 10
Receptoare cu regim deformat, șocuri: nu sunt
3.2 Considerente teoretice privind panourile fotovoltaice
Construcția unui panou solar (Fig. 6):
Un geam (de cele mai multe ori geam securizat monostrat) de protecție pe fața expusă la soare;
Un strat transparent din material plastic (etilen vinil acetat, EVA sau cauciuc siliconic) în care se fixează celulele solare;
Celule solare monocristaline sau policristaline conectate între ele prin benzi de cositor;
Cașerarea feței posterioare a panoului cu o folie stratificată din material plastic rezistent la intemperii fluorura de poliviniliden (Tedlar) și Polyester;
Fig. – structura unui panou fotovoltaic
Panourile fotovoltaice transformă radiația solară în energie electrică. Un panou fotovoltaic este compus din mai multe celule solare legate în serie (Fig. 7). Celulele fotovoltaice ce compun un panou fotovoltaic sunt realizate din siliciu impurificat cu atomi de bor sau fosfor rezultând un semiconductor cu joncțiune PN formată prin plasarea celor două tipuri de semiconductori (N și P), una lângă alta. Semiconductorul tip-P, cu un număr mai mic de electroni (gol) atrage surplusul de electroni de la tipul –N, stabilizandu-se. Astfel prin recombinarea electronilor, se generează fluxul electric, obținând energia electrică;
Celulele solare pot fi clasificate după numeroase criterii. Cel mai cunoscut criteriu este grosimea materialului. Se face distincție între celule cu strat gros și celule cu strat subțire ca o peliculă.
Un alt criteriu este materialul: materialele semiconductoare care se pot utiliza pot fi CdTe, GaAs, sau compuși ai cuprului-indiului-seleniului, dar cel mai bine cunoscut în lumea întreagă este siliciul
În funcție de structură cristalină a celulelor fotovoltaice panourile fotovoltaice pot fi poli- cristaline, amorf, mono-cristaline (Fig. 8), cele din urmă având un nivel mai ridicat de conversie a energiei solare în energie electrică de până la 17% . Fiind nevoie de un preț cât mai scăzut, suntem nevoiți să optăm pentru panourile fotovoltaice poli-cristaline (12-14% randament), totodată acestea coportandu-se mai bine la temperaturi ridicate.
Plachetele multicristaline de formă pătrată decupate din plăci policristaline de siliciu sunt mult mai convenabil de asamblat decât cele monocristaline. Plachetele multicristaline sunt transformate în celule și module cu un randament mai scăzut cu 2-4% decât cele cu siliciu monocristalin.
Pentru o îmbunătățire a celulelor solare multicristaline, se poate depune un strat de siliciu amorf pe placheta de siliciu cristalin pentru a forma o heterojonctiune. Alt strat de siliciu amorf poate fi depus pe cealaltă parte a celulei pentru a forma câmpul electric posterior și astfel se obține pasivizarea feței neiluminate.
Randamentul în laborator a unei astfel de celule atinge 20%. Panourile solare au o durată de viață de aproximativ 25 de ani. Cu trecerea timpului, randamentul lor scade cu 10% la fiecare 10 ani, astfel puterea instalată (U x I) scade cu 10%.
Fig. – celule fotovoltaice legate în serie
Celulele solare sunt realizate din materiale semiconductoare precum siliciul, utilizate în industria microelectronicii. Pentru celulele solare, un strat subțire semiconductor este tratat special pentru a forma un câmp electric, pozitiv pe o parte și negativ pe cealaltă.
Fig. – tipuri de celule fotovoltaice
Atunci când energia luminoasă ajunge la celula solară, electronii se eliberează din atomi în materialul semiconductor. Dacă se atașează conductori electrici pe părțile pozitive și negative, formând un circuit electric, electronii pot fi captați sub formă de curent electric – adică, energie electrică(Fig. 9).
Fig. – principiul de funcționare al unei celule fotovoltaice (macroscopic)
Pentru a înțelege mai bine procesul de generare a curentului electric în urma acțiunii radiației solare, este necesar să cunoaștem structura tipică a unei celule solare. Cristalul de siliciu masiv pur, făcut sub forma unor bare cilindrice, se feliază în plachete de aproximativ 0.2 mm grosime.
Pe fața expusă la lumină, aceste plachete sunt dopate n (cu atomi de fosfor) iar pe spate sunt dopate p (cu atomi de bor). Se obține astfel o joncțiune p-n, al cărei câmp electric intern are rolul de a separa după semn purtătorii de sarcină generați prin acțiunea luminii. Cele două fețe sunt acoperite cu contacte metalice pentru a putea colecta purtătorii de sarcină.
Electrodul de pe fața expusă la lumină (fața p) este construit sub forma unei grile, tocmai pentru a putea permite ca lumina să treacă, iar electrodul de pe spate, este făcut ca strat metalic continuu (cel de pe fața n). Regiunea n, cea expusă radiației se realizează îngustă, pentru a facilita absorbția fotonilor în imediata vecinătate a regiunii de sarcină spațială(Fig. 10).
Fig. – structura unei celule fotovoltaice (microscopic)
În continuare voi ilustra mai amănunțit principiul de funcționare a celulei solare: În urma acțiunii radiației solare, se generează perechi de electron-gol, a căror concentrație scade treptat de pe suprafața iluminată până la interfață.
Din cauza fenomenului de difuzie, o parte dintre purtătorii de sarcină în exces ajung la limita regiunii golite, unde sunt separați de câmpul electric intern. Electronii rămân în regiunea n iar golurile minoritare sunt antrenate în p. Electronii generați în regiunea p sunt transferați de câmpul intern în regiunea n. Astfel în regiunea n și p apar sarcini negative, respectiv pozitive suplimentare care au ca efect scăderea diferenței interne de potențial.
Această scădere de potențial se manifestă prin apariția unei tensiuni electromotoare la terminal. Mai jos este ilustrat principiul de funcționare a unei celule solare (Fig. 11).
Fig. – principiul de funcționare al unei celule fotovoltaice
Un număr de celule solare conectate electric unele cu altele și montate pe un suport sau un cadru formează un modul fotovoltaic. Modulele sunt proiectate să furnizeze energie electrică la o anumită tensiune, ca un sistem obișnuit de 12 volți. Curentul produs depinde direct de modul în care lumina ajunge la modul.
Fig. – retea de module fotovoltaice
Se poate conecta un număr mare de module pentru a forma o rețea (Fig. 12). În general, cu cât este mai mare suprafața unui modul sau a unei rețele, cu atât va produce mai multă electricitate. Modulele fotovoltaice și rețelele produc energie electrică în curent continuu (cc).
Ele pot fi conectate atât în serie, cât și paralel, pentru a produce tensiunea sau curentul care sunt necesare.
Schema echivalentă a unei celule fotovoltaice (Fig. 13):
Fig. – schema echivalentă a unei celule fotovoltaice
Caracteristica I/U evidențiază:
• defectele cauzate de interconectarea electrică (Fig.14)
– rezistențe de contact mari;
– rezistențe serie mari introduse de cablaj;
• străpungerea diodelor de protecție (by-pass si/sau de blocare)
• defecte la nivelul modulelor
– celule fisurate sau sparte,
– opacizarea locala (murdărirea)
– module defectuos împerecheate
• umbriri parțiale (Fig. 15)
Curentul la ieșirea celulei are expresia:
,
unde:
– curent de sarcină(A)
– curent de scurtcircuit(A)
– coeficient cu temperatura al curentului de scurtcircuit(A/°K)
– temperatura celulei(°K)
– temperatura de referință(°K)
– rezistența serie(Ω)
– tensiunea sarcinii(V)
– radiația normalizata (W/m2)
– curentul diodei (A)
– rezistența (Ω)
Fig. – caracteristica U/I în cazul conectării defectuoase
Fig. – caracteristica U/I în cazul umbririi, celule fisurate
În vederea implementării proiectului au fost selectate panourile cu celule poli-cristaline având următoarele date preliminare:
Putere instalată 245W
Toleranta putere ∓3 %
Randament panou 15.1-15.4 %
Curent maxim IMPP 8,19 A
Tensiunea maximă la 29.9 V
sarcina nominală UMPP
Curent de scurt circuit ISSC 8.73 A
Tensiunea maximă la 37.3 V
circuit deschis
3.3 Considerente teoretice privind invertoare conectate la rețea dedicate aplicațiilor fotovoltaice
În componența unui sistem fotovoltaic conectat la SEN (Fig. 16) intră un generator fotovoltaic format dintr-un număr bine determinat de panouri, unul sau mai multe invertoare de rețea și un contor pentru măsurarea energiei electrice produse. Sistemele fotovoltaice de rețea nu au în componența baterii de acumulatori, iar energia electrică produsă pe durata zilei este utilizată pentru consum propriu sau injectata în SEN pentru a fi utilizată de alți consumatori.
Fig. – componența unui sistem fotovoltaic conectat la SEN
Invertorul transformă energia produsă de generatorul fotovoltaic și stocată de acumulator, această energie fiind de curent continuu, într-o energie de curent alternativ. Aceasta fiind caracterizată de o anumita tensiune, forma și frecvența necesară aplicațiilor.
În continuare voi preciza tipurile mari de invertoare:
Invertoare autonome: fac parte din sistemele fotovoltaice stand-alone care furnizează energie independent față de rețeaua de distribuție.
Invertoare în interacțiune cu rețeaua publică de energie electrică: fac parte din sistemele fotovoltaice care operează în paralel cu rețeaua electrică de distribuție și care pot furniza energie rețelei atunci când aceasta depășește cantitatea necesară consumatorului.
Invertoare bimodale: au capacitatea de a opera în mod interactiv sau autonom în raport cu rețeaua electrică de distribuție, dar nu simultan. Folosesc în general acumulatori.
Caracteristicile unui invertor:
Forma de undă: dreptunghiulară, în trepte sau sinusoidală;
Regimul de lucru: comutație realizată de componenta activă(diodă tiristor sau tranzistor);
Domeniul de frecvențe;
Randamentul: η=80%-95%
=curentul de intrare minim pentru a păstra tensiunea alternativă cerută;
= tensiunea continuă la intrarea invertorului;
Izolarea galvanică;
Pentru transformarea tensiunii continue produsa de panouri, in tensiune alternativa se vor folosi invertoare trifazice, clasificate, in literatura de specialitate, in functie de puterile maxime convertite, astfel (Fig.17):
String inverter – utilizate pentru aplicatii cu putere maxima de 8 kW/invertor
Multi string inverter – utilizate pentru aplicatii cu putere maxima de 20 kW/invertor
Central inverter – invertoare centrale, utilizate in aplicatii industriale cu puteri cuprinse intre 100-500 kW/invertor
Fig. – diferite moduri de conectare ale stringurilor la invertoare
Invertoarele sunt echipate cu protecții moderne și capacități de reglaj, armorizate cu standardele internaționale de specialitate precum IEE1547, IEC61727, IEC6034-7-712:2002, VDE0126-1-1, VDE0100-712.
Protecțiile de bază sunt prezentate după cum urmează (Tabel 2):
Tabel – caracteristici ale releelor invertoarelor
În ceea ce privește capacitățile de reglaj ale invertoarelor, au fost dezvoltate și implementate o serie de funcții precum:
a. Funcții de bază:
controlul curentului injectat în rețea din perspectiva reducerii armonicilor și a THD sub limita de 5%
controlul curentului injectat la variații mari ale impendatelor rețelei
controlul tensiunii continue și adaptarea la variația tensiunii rețelei
sincronizarea cu rețeaua și timpi de revenire, la regimuri tranzitorii, foarte reduși
Funcții specifice invertoarelor fotovoltaice:
funcție de urmărire optimă a punctului de funcționare la putere maximă (MPPT)
funcționare stabilă la puteri reduse de până la 1% din puterea instalată
detecție și deconectare la diparitie tensiune “Anti-Islanding protection”
monitorizarea rețelei și capacitate de reglaj a factorului de putere în limita 0.8 capacitiv și 0.8 inductiv
detectare defect izolație conductoare DC cât și AC
monitorizarea generatorului fotovoltaic, diagnostic panouri fotovoltaice și detecția umbririi parțiale
Funcții speciale (Grid support):
controlul tensiunii și a factorului de putere
suportul rețelei la goluri de tensiune
4. Alegerea echipamentelor necesare instalatiei de utilizare a centralei fotovoltaice
Panouri solare fotovoltaice pentru injecție în rețea – aceste tipuri de panouri sunt destimate exclusiv injecției în rețeaua națională și sunt caracterizate în primul rând prin numărul de celule înglobate. În general se intalnesc panouri solare care înglobează un număr de 50 de asemenea celule fotovoltaice.
Trebuie reținut că aceste panouri sunt în general grupate în serie/paralel pentru a atinge tensiuni de lucru apropiate de 350Vcc până la 450Vcc, tipic pentru intrările invertoarelor destinate injecției în rețeaua națională. Din acest motiv tensiunile de lucru pentru punctul de maxima putere a acestor panouri, este situat în jur de 24Vcc – 29Vcc, iar tensiunea de mers în gol, undeva în jur la 30Vcc – 36Vcc.
Sistemele fotovoltaice conectate în rețea sau utilitate-interactive sunt proiectate să opereze în paralel cu cu și interconectate cu utilitatea de rețea electrică. Componenta principală în sistemele fotovoltaice conectate în rețea este invertorul, sau unitatea de putere condiționată (UPC).
Unitatea de putere condiționată convertește puterea din curentul continuu produs de matricele fotovoltaice în putere de curent alternativ consistentă cu voltajul și resursele necesare de calitate a puterii a grilei de utilitate, și oprește automat furnizarea cu energie a grilei de utilitate când aceasta nu este alimentată. O interfață bidirecționala e făcută între sistemul fotovoltaic, circuitele de ieșire a curentului alternativ și a rețelei electrice de utilitate, tipic la site-ul de pe panoul de distribuție sau intrarea de serviciu.
Aceasta permite producției de putere de curent alternativ de sistemul fotovoltaic fie de pe site-ul încărcării electrice, fie înapoi la rețeaua de alimentare când ieșirea de la sistemul fotovoltaic este mai mare decât cel de încărcare cerut. Noaptea și în timpul altor perioade când sarcinile electrice sunt mai mari decât ieșirea sistemului fotovoltaic, balansul de putere necesar de sarcinilie electrice este primit de la utilitatea electrică.
Această măsură de siguranță este necesară la toate sistemele fotovoltaice conectate în rețea, și asigură că sistemul fotovoltaic nu va continua să funcționeze și să realimenteze spre grila de utilitate când grila este în service sau reparare.
Panourile fotovoltaice de rețea sunt destinate dezvoltării microcentralelor electrice conectate la SEN și au în general puteri mai mari de 200W. Ele sunt alcătuite din 54, 60 sau 72 de celule fotovoltaice și au valoarea tensiunii la puterea maximă mai mare de 25 de volți. Ele nu pot fi utilizate în sistemele izolate (neconectate la SEN) de tip bus de curent continuu ca urmare a faptului că nu sunt compatibile cu tensiunea de intrare a încărcătoarelor solare. În aceste sisteme trebuie utilizate doar panouri fotovoltaice cu 36 sau 72 de celule cunoscute și că panouri standard de 12 sau 24 de volți.
În vederea conversiei tensiunii continue în tensiune alternativă a fost reținută spre implementare o singură variantă ce are la bază:
invertoare trifazice SMA Tripower17000TL cu capacitatea de reglaj al factorului de putere în limita 0.8 capacitiv – 0.8 inductiv;
invertoarele sunt colectate prin:
– 5 anvelope prevăzute cu transformatoare ridicătoare de tensiune 0.4/20kV 1250 kVA;
Rețeaua electrică va cuprinde următoarele echipamente:
Circuit de joacă tensiune (jt) – curent continuu, invertoare, curent alternativ
Circuit auxiliar pentru consumul propriu
Protecții și contorizare
Priză de pământ
Circuite de medie tensiune (mt)
Racord la rețea
Circuitele de joasă tensiune de curent alternativ și continuu asigura legătura dintre panourile fotovoltaice, invertori și înfășurarea de joasă tensiune a transformatorului. Circuitele de curent continuu asigura conexiunea dintre panourile fotovoltaice și invertor.
Circuitele auxiliare de jt folosesc la monitorizare, protecții, iluminat, etc. PTPB1 este prevăzut cu un transformator suplimentar de 25 kVA 20/0.4kV, conectat la barele de medie tensiune ale ansamblului de celule Linie-Linie-Trafo 20 kV, printr-o celulă MT cu separator de sarcină și fuzibili.
Posturile de transformare prefabricate în anvelopa de beton tip PTPB (Fig. 18) sunt posturi de distribuție publică sua industriale, folosite în rețelele de medie tensiune în bucla sua radiale fiind echipate cu transformatoare cu puteri cuprinse între 40 și 2500 kVA, având tensiuni de 6, 10, 20 kV.
Fig. – post PTPB
Posturile de transformare prefabricate de MT/JT, în anvelopa de beton tip PTPB sunt utilizate în rețelele electrice de distribuție în cablu, urbane și rurale, publice sau industriale, șantiere de construcții, exploatări miniere, irigații în agricultură, etc.
Totodată durata de utilizare a unui post de transformare, este de aproximativ 30 de ani.
Deci, PTPB1 (detaliat în Pl. 5) are și rol de a transmite energia electrică în RED, dar și de a alimenta circuitele auxiliare necesare bunei funcționari (supraveghere, iluminat, etc.) a întregului parc fotovoltaic.
Măsura energiei injectate/consumate se realizează în în celula 20 kV PTPB 1 (celula măsură), pe medie tensiune. Centrala fotovoltaică va avea prevăzute toate protecțiile necesare funcționării corecte cu asigurarea Normelor de Protecția Muncii prevăzute în normele în vigoare.
Sistemul de împământare va fi conform standardelor în vigoare, prin legare la pământ a tuturor elementelor metalice care în mod normal de funcționare nu sunt sub tensiune.
Rețeaua de medie tensiune de 20 kV(exclusiv instalația de racord la RED) asigură evacuarea puterii produse într-un mod eficent prin conductor de Ăl de secțiune 150 mm2 trifazat în lungime totală de aproximativ 2×300 m.
Sistemul de monitorizare este folosit pentru supravegherea funcționării centralei solare și pentru asistentă în caz de mentenanța. Astfel centrală va fi prevăzută cu o stație meteorologică pentru măsurători de: temperatura, radiații, viteza vântului, umiditate, etc. În caz de defecte sistemul va emite mesaje de avertizare echipei de mentenanța. Sistemul se bazează pe un sistem de achiziții de date conectat la Invertoare, unde informațiile sunt transmise către un router de comunicație, apoi aceste informații sunt transmise spre stocare – Datalogger. Invertoarele vor comunica cu routerul prin protocolul Modbus. În caz de defect datele vor fi stocate local și vor putea fi citite de acolo până la remedierea defectului.
Mărimile electrice măsurate sunt:
Tensiunea continuă
Tensiunea alternativă
Curentul
Puterea activă
Puterea reactiva
Puterea aparentă
Factorul de putere
Frecvență
Randamentul
Defectele
Pentru protecție perimetrul va fi împrejmuit cu gard de 2 m înălțime și va fi supravegheat cu camere video princontrol de la distanță.
4.1. Surse și consum de putere
În zona nu există grupuri generatoare, iar conform măsurătorilor de sarcină, pe distribuitorul în cauză, sarcina este de 70-80 A.
4.2. Analiza situației energetice de perspectivă
-Surse de putere: Analizând situația energetică din zonă, putem afirma că nu sunt prevăzute în programul de investiții a distributitorului de energie nici un fel de surse de putere în zonă.
-Consum de putere: Consumurile de putere electrică în zonă sunt în continuă creștere în prezent, datorită faptului că sunt în faza de construcție mai multe hale industriale în zona Câmpia Turzii.
4.3. Instalații existente
Nu sunt.
5. Prezentarea memoriului tehnic pe specialități
Partea electrică:
5.1. Racordarea la RED a centralei fotovoltaice proiectate
În alegerea soltiilor de racordare la SEN s-a ținut cont de următorii factori:
Necesitatea evacuării puterilor centralei fotovoltaice
Existenta distribuitorilor din zonă (stație 220/110/20 kW Câmpia Turzii)
Dimensionarea, gradul de încărcare și existența altor surse de putere electrică conectate la rețea
Consumurile de putere existente în zonă;
În prezentul studiu se analizează varianta de racordare la stația 220/110/20 kV Câmpia Turzii prin distribuitorul REIF 2. Având în vedere puterea instalată totală 4.94 MW, aceasta se încadrează în categoria grupurilor generatoare nedispecerizabile, conform cerințelor Codului tehnic al RET.
Conform design-ului parcului fotovoltaic, puterea instalată totală a panourilor fotovoltaice va fi de 4.76 MW în timp ce puterea maximă debitată este estimată la 4.94 MWpeak. (detaliat în Pl. 2)
5.2. Descriere lucrări, punct de racordare, grup de măsură, delimitare instalații
Evacuarea puterii din Parcul FotoV se va realiza prin cei doi distribuitori existenți în interiorul parcului industrial REIF către consumatorii interni ai parcului, iar surplusul de putere se va injecta pe barele stației 220/110/20 kV prin distribuitorul REIF2. Zonele de delimitare ale PTAB-urilor sunt detaliate în Pl. 4.
Lucrări realizate pentru conectarea investiției la rețea PTPB 1:
PTPB1 va fi prevăzut cu grup de măsură indirectă 20 kV, având următoarea configurație:
-1 celulă de linie echipată cu separator de sarcină, plecare PT La Lorraine;
-1 celulă de linie echipată cu separator de sarcină, plecare PC Parc FotoV;
-1 celulă de măsură MT;
-1 celulă de linie echipată cu separator de sarcină, sosire PTPB 2;
-1 celulă trafo echipată cu întrerupător și protecții digitale și transformator
0.4/20 kV, 1250 kVA;
-1 celulă trafo servicii interne și trafo servicii interne 20/0.4 kV 40 kVA;
-1 tablou JT echipat cu 16 sosiri și 4 plecări servicii interne;
Grupul de măsură va fi prevăzut cu sistem de sigilare și va fi format din:
– Contor electronic multitarif pentru energie activa și reactiva, consumate sidebitate, cu posibilitatea înregistrării puterii maxime, cu curba de sarcină, cu interfața de comunicație și kit GSM compatibil cu sistemul de telegestiune al FDEE Transilvania Nord, SDEE Cluj, clasa de precizie 0.2, Ib=5A, Un=3×57.7 V
-3 transformatoare de tensiune de interior 20/√3/(0.1/√3/0.1/√3)kV;
-3 transformatoare de curent de interior 24 kV, 200/5A, cl. de precizie 0.2;
Între PTPB1 și Distribuitorii existenți ai Parcului industrial Reif se va realiza LEȘ 20kV, prin pozarea unui cablu tip A2xS2Y 3x1x150/25 mmp, în lungime de aproximativ 300m și manșonare cu cei doi distribuitori existenți.
De la celula linie sosire se va continua în LEȘ 20 kV tip A2xS2Y 3x1x150/25 mmp în lungime de aproximativ 280 m (categoria de folosință teren arabil), până la amplasamentul PTPB 2, în celula 20 kV plecare linie, conform planului de situație proiectat (detaliat în Pl. 5) ;
Aferent PTPB1 se va realiza priză de pământ având valoarea rezistenței de dispersie Rp<1 ohm.
Lucrări prevăzute pe taxa instalații utilizator – aferente PTPB 2 proiectat:
PTPB 2 va fi prevăzut cu 3 compartimente (JT, celule MT, trafo) și va avea următoarea
configurație:
-1 celulă de linie echipată cu separator de sarcină, sosire PTPB 3;
-1 celulă de linie echipată cu separator de sarcină, plecare PTPB 1;
-1 celulă trafo echipată cu separator de sarcină și siguranțe fuzibile,
transformator 0.4/20 kV, 1250 kVA;
-1 tablou JT echipat cu 16 sosiri;
De la celula linie sosire se va continua în LEȘ 20 kV tip A2xS2Y 3x1x150/25 mmp în lungime de aproximativ 110 m pe teren proprietatea SC Electrogrup SĂ (categoria de folosință teren arabil), până la amplasamentul PTPB 3, în celula 20 kV plecare linie, conform planului de situație proiectat (detaliat în Pl. 6);
Aferent PTPB 2 se va realiza priză de pământ având valoarea rezistenței de dispersie Rp<1 ohm.
Lucrări prevăzute pe taxa instalații utilizator – aferente PTPB 3 proiectat:
PTPB 3 va fi prevăzut cu 3 compartimente (JT, celule MT, trafo) și va avea următoarea
configurație:
-1 celulă de linie echipată cu separator de sarcină, sosire PTPB 4;
-1 celulă de linie echipată cu separator de sarcină, plecare PTPB 2;
-1 celulă trafo echipată cu separator de sarcină și siguranțe fuzibile,
transformator 0.4/20 kV, 1250 kVA;
-1 tablou JT echipat cu 16 sosiri;
De la celula linie sosire se va continua în LEȘ 20 kV tip A2xS2Y 3x1x150/25 mmp în lungime de aproximativ 100 m pe teren (categoria de folosință teren arabil), până la amplasamentul PTPB 4, în celula 20 kV plecare linie, conform planului de situație proiectat (detaliat în Pl. 7);
Aferent PTPB3 se va realiza priză de pământ având valoarea rezistenței de dispersie Rp<1 ohm.
Lucrări prevăzute pe taxa instalații utilizator – aferente PTPB 4 proiectat:
PTPB 4 va fi prevăzut cu 3 compartimente (JT, celule MT, trafo) și va avea următoarea
configurație:
-1 celulă de linie echipată cu separator de sarcină, sosire PTPB 5;
-1 celulă de linie echipată cu separator de sarcină, plecare PTPB 3;
-1 celulă trafo echipată cu separator de sarcină și siguranțe fuzibile,
transformator 0.4/20 kV, 1250 kVA;
-1 tablou JT echipat cu 16 sosiri;
De la celula linie sosire se va continua în LEȘ 20 kV tip A2xS2Y 3x1x150/25 mmp în lungime de aproximativ 300 m pe teren (categoria de folosință teren arabil), până la amplasamentul PTPB 5, în celula 20 kV plecare linie, conform planului de situație proiectat (detaliat în Pl. 8);
Aferent PTPB 4 se va realiza priză de pământ având valoarea rezistenței de dispersie Rp<1 ohm.
Lucrări prevăzute pe taxa instalații utilizator – aferente PTPB 5 proiectat:
PTPB 5 va fi prevăzut cu 3 compartimente (JT, celule MT, trafo) și va avea următoarea
configurație (detaliat în Pl. 9) :
-1 celulă de linie echipată cu separator de sarcină, plecare PTPB 4;
-1 celulă trafo echipată cu întrerupător și protecții digitale și transformator
0.4/20 kV, 1600 kVA;
-1 celulă de linie (rezervă),echipată cu separator de sarcină ;
-1 tablou JT echipat cu 16 sosiri;
Aferent PTPB 5 se va realiza priză de pământ având valoarea rezistenței de dispersie Rp<1 ohm.
Delimitarea instalațiilor:
Delimitarea instalațiilor se va face la grupul de măsură aferent PTPB 1, la bornele de ieșire a reductorilor de curent spre cei 2 distribuitori (PT La Lorraine și PC Parc FotoV, detaliat în Pl. 2) în sensul că:
– cele două celule plecare linie și cablul LEȘ 20 KV (aprox. 300 m) până la punctul de
masonare rămân în proprietatea și exploatarea beneficiarului;
– grupul de măsură ( modem, releu GPRS, analizator de calitate a energiei ION 6200,
contor ) va rămâne în proprietatea și exploatarea operatorului de măsură;
– iar restul instalațiilor CEF: celulă de măsură și celula sosire linie aferente PTPB1 , cablul LEȘ 20 kV, LEȘ JT(DC,AC), fibra optică, celelalte 4 PTPB-uri cu celulele 20 kV, invertoarele și transformatoarele vor rămâne în proprietatea și exploatarea investitorului.
Partea de construcții:
realizare săpături pozare cabluri de medie tensiune, AC, DC, fibra optică;
realizare săpături fundații PTPB-uri – turnare fundații PTPB-uri Împrejmuirea se va realiza din gard metalic cu stâlpi din metal și plasa de sârmă fiind prevăzut cu sârmă ghimpată zincata. Gropile de fundație ale gardului se vor realiza manual având dimensiunile de 0.4×0.4×0.6m (detaliat în Pl. 11). Betonul folosit la turnarea fundațiilor este C8/10 (Bc10).
Structura de aluminiu pe care vor fi montate panourile fotovoltaice este realizată din cadre de aluminiu având dimensiunile: – stâlpi de aluminiu cu diametrul de 60mm,
– grinzi din aluminiu 70x30x2mm,
– contrafișe de aluminiu 60x30x2mm,
– pane de aluminiu 80x44x2mm.
Prinderea panelor de structura de aluminiu se va realiza cu șuruburi M8. Panourile fotovoltaice se vor prinde de pane cu ajutorul unor cleme de aluminiu (detaliat în Pl. 10). Sistemul de fundare al structurii este pe șuruburi (tip Krinner), șuruburile fiind din oțel și având o lungime de 1,6m.
Acestea se vor înșurubă în pământ până la terenul bun de fundare conform studiului geotehnic. Structura de aluminiu se va prinde de șuruburile de fundare cu ajutorul a 3 șuruburi M14.
Șuruburile tip Krinner (Fig. 19) oferă un sistem modern de fundații cu o gamă largă de aplicabilitate, totodată fiind cea mai ieftină și eficientă soluție pentru fundații, având capacități superioare de încărcare în comaparatie cu tradiționalele fundații tip pilon. Ca avantaje, pe lângă economia de timp și de bani, avem:
rezistenta la compresiune, extracție și torsiune
nu este nevoie de beton sau săpături
prietenos cu mediul înconjurător, ocupând foarte puțin spațiu deasupra solului
nu produce daune mediului înconjurător
nu produce impact negativ din punct de vedere al peisajului
nu are nevoie de timpi de așteptare, putând fi încărcat imediat
se pot demonta și realoca foarte ușor
nu produce costuri pentru fundațiile dezafectate
Fig. – evidențierea impactului produs de șuruburile Krinner
5.3. Devieri și protejări de utilități aferente
Nu este cazul.
5.4. Sursele de apă, energie electrică, și altele (lucrări definitive și provizorii)
– Pentru asigurarea alimentarii cu energie electrică pe timpul lucrărilor se vor folosi grupuri electrogene portabile.
– Asigurarea surselor de apă și a altor utilități pentru personal se vor respecta conform prevederile din HG 300 /02.03.2006.
5.5. Căile de acces permanente, căile de comunicații și altele
Accesul la locul de realizare a lucrărilor se va face pe drumurile publice existente fie se vor realiza cai de acces cu caracter temporar, terenul fiind readus ulterior la starea inițială.
Se vor asigura măsuri privind semnalizarea corespunzătoare a drumurilor în cazul executării de lucrări în vecinătatea drumurilor publice, evitându-se producerea de accidente.
Zonele periculoase trebuie semnalizate în mod vizibil, atât ziua cât și noaptea, iar personalul trebuie instruit corespunzător.
5.6. Concluziile evaluării impactului asupra mediului
La elaborarea documentație s-au respectat cerințele impuse de SR EN ISO 14001:2005.
Prin grija constructorului pe toată durata de execuție a lucrărilor, materialele folosite vor fi depozitate în locuri special amenajate astfel încât influențele asupra mediului să fie minime, iar la terminarea lucrărilor terenul se va curăța și amenaja prin transportarea materialelor rămase în locurile stabilite.
Surse de poluanți și protecția factorilor de mediu:
Lucrarea respectă prevederile: Ordonanța de Urgență 195/2005 privind protecția mediului și Ordinul 860/2002 – „Procedură de evaluare a impactului aspră mediului și de emitere a acordului de mediu”, asigură condiții de siguranță și eficiență în toate fazele ciclulu de viață, pe toată perioada de existență a construcției.
Protecția apelor:
Instalațiile proiectate nu produc agenți poluanți pentru apele sub și supraterane.
Protecția aerului:
Instalațiile proiectate nu produc agenți poluanți pentru aer, în timpul exploatării neexistând nici o formă de emisie. Echipamentele ce se montează nu produc nici un fel de noxe.
Protecția împotriva zgomotelor și a vibrațiilor:
Zgomotul și vibrațiile produse sunt sub cele admise de norme. În ceea ce privește modul de lucru la construcții montaj, utilajele specifice transportului materialelor nu staționeaă mult timp în zonă, doar pentru descărcatul materialelor, funcționarea lor în această perioadă nu poluează zona semnificativ. Utilajele folosite vor avea verificările impuse prin legislația în vigoare.
Lucrările se vor defășura respectând programul de liniște legiferat (între orele 22– 6).
Protecția împotriva radiațiilor:
Instalațiile proiectate nu produc radiații poluante pentru mediul înconjurător, oameni sau animale.
Protecția ecosistemelor terestre și acvatice:
Instalațiile proiectate nu produc agenți poluanți pentru ecosistemele terestre și acvatice.
Lucrările de reconstrucție ecologică:
Zonele afectate de lucrări se vor elibera de toate resturile rezultate la construcție și se va reface stratul vegetal în zonele unde acesta este afectat.
Proiectul a fost elaborat, verificat și aprobat de personal calificat, conform cerințelor
managementului de mediu impuse prin SR EN ISO 14001:2005 – Sisteme de mamagement de mediu. Specificații și ghid de utilizare.
Lucrările ce se execută nu au un impact negativ asupra mediului înconjurător, păstrând în același timp aspectul urbanistic al zonei. Executarea lucrărilor proiectate se va face conform legislației în vigoare: OUG nr. 195/2005.
Gestionare deșeurilor:
Prin executarea lucrărilor proiectate nu se produc deșeuri periculoase. Gestionarea (colectarea, transportul și eliminarea) deșeurilor și ambalajelor rezultate se va face prin grija beneficiarului și constructorului conform legislațieie în vigoare: Ordonanța de urgență 195/2005 privind protecția mediului.
Prin grija constructorului pe toată durata de execuție a lucrărilor, materialele folosite vor fi depozitate în locuri special amenajate astfel încât influențele asupra mediului să fie minime, iar la terminarea lucrărilor terenul se va curăța și amenaja aducându-se la starea inițială.
6. Grafic cu etapele de realizare a investiției
Tabel 3 – grafic cu etapele de realizare
Eșalonarea investiției:
Perioada estimată de execuție a lucrărilor: 2 luni.
7. Scenarii tehnico economice
Pentru dimensionarea sistemului fotovoltaic este necesar parcurgerea unor etape preliminare expuse în figura de mai jos (Fig. 20) :
Fig. – structură pentru dimensionarea cablelor
Pentru faza finală a fost reținut pentru analiza furnizorul de panouri Renesola și SMA pentru invertoare.
7.1. Dimensionare invertoare și stringuri panouri fotovoltaice.
În vederea dimensionării stringurilor de panouri fotovoltaice a fost utilizat programul de dimensionare Sunny Design 3.0 furnizat de SMA furnizor de invertoare pentru aplicații fotovoltaice (detaliat în Anexa 6).
Caracteristici tehnice panou fotovoltaic Renesola JC240M-24/Bb :
Tabel – parametri panouri fotovoltaice
Detalii tehnice panouri fotovoltaice Renesola JC240M-24/Bb (Fig. 21):
Fig. – dimensiuni panouri fotovoltaice
Fig. – curbele de randament ale panourilor fotovoltaice
Din graficul din Fig. 22, putem observa randamentul la care funcționează la valori diferite ale radiației, totodată având un randament foarte bun (15.1%) și la valori mici ale radiației (seara) dar acesta nu se mai modifica cu mult nici când radiația este la apogeu având randament de 15.4%.
ReneSola este una din cele mai mari firme producătoare de panouri fotovoltaice. Fiind înființată în 2005, Renesola a fost listata la bursa din New York începând din 2008. Este una din liderii la nivel global în materie de producere de panouri fotovoltaice și echipamente aferente acestora, având ca scop scăderea costurilor per watt și îmbunătățirea eficienței energetice în ceea ce privește producția de aparataj pentru industria solară.
Caracteristici tehnice invertor SMA STP17000TL:
Randament invertor Sunny Tripower 17000TL:
Fig. – curbele de randament ale invertoarelor
Fig. – date tehnice ale invertoarelor
Invertorul Sunny Tripower 17000TL (Fig. 24) este realizat cu tehnologie nouă, având un sistem foarte flexibil și versatil pentru conectarea în sistem trifazat. Acest invertor este tip multi-string, adică se pot conecta mai multe PV , al căror tensiune este convertită în curent alternativ. Pentru a fi posibil acest lucru, invertorul e echipat cu 2 trackere MPP separate, la care pot fi conectate diferite module de PV. Răcirea este asigurată de sistemul OptiCool, având ventilator integrat în partea de jos și partea de stânga a carcasei.
Protecție la supratensiune
Pe lângă sistemul standard integrat, cu monitorizarea termică a varistorilor, invertorul Sunny Tripower este echipat cu sloturi de montare a unor sisteme auxiliare de protecție (descărcătoare de tensiune) împotriva supratensiunii dinspre panouri spre partea de invertor. Modulele sunt recunoscute și încep a fi monitorizate imediat ce sunt montate. Dacă unul din module declanșează, un semnal este transmis către display sau pe calea de comunicație externă (WebBox sau Explorer). Acest lucru îl face ușor de integrat în orice zonă, având protecție totală contra traznetului.
Sistem de detectare a defectului
Sunny Tripower este echipat cu un sistem care permite detectarea defectării totale a diverselor șiruri sau subșiruri (Fig. 25, Fig. 26). La un curent al modulului fotovoltaic de cca. 1 A este posibilă supravegherea a maximum 6 subșiruri pro intrare de șir. Condiția pentru funcționarea sigură a funcției de detectare inteligentă a defectării șirurilor este ca generatoarele fotovoltaice conectate la intrarea A și la intrarea B să fie orientate identic.
Pentru faza de învățare, Sunny Tripower are nevoie de cca. 14 zile după activare, în condiții de radiații solare moderate. Unul dintre avantajele acestei proceduri rezidă în faptul că parametrizarea nu mai este necesară, datorită funcției de autoînvățare. În cazul defectării unui șir, un mesaj de avertizare se afișează pe ecran sau se emite prin intermediul unui mijloc de comunicare externă (de ex. Sunny WebBox sau Sunny Explorer).
Fig.
Fig. – tipuri de conexiune ale panourilor în vederea detectării defectului
De asemenea umbrirea excesivă sau acoperirea cu zăpadă, determina transmiterea unui semnal de defect.
Sistem electronic de protecție în caz de conectare inversă a polarității panourilor
Invertorul este echipat cu un sistem electronic de siguranțe pe partea de conectare cu panourile fotovoltaice. Acest lucru previne curenții apăruți în caz de conectare inversă a panourilor. Acest sistem are rol în a preveni eventualele incendii provenite de la supra curenții ce ar putea parcurge panourile în caz de conectare inversă a polarităților.
Acest sistem protejează atât panourile fotovoltaice, cât și invertoarele. Un avantaj al acestei metode este că nu este nevoie de convenționalele siguranțe pe partea de curent continuu. Soluția electronică este în totalitate fără mentenanța și nu necesită dimensionare specială.
Dacă instalarea se face în condiții de radiație insuficientă (valoarea tensiunii de ieșire pe panouri mai mică de 188V), protecțiile invertorului nu vor avea destul curent cât să funcționeze, ceea ce înseamnă că protecțiile mai sus menționate nu vor fi active pe durata instalării.
Servicii de reglare a funcționării rețelei
Invertorul este dotat cu funcții care permit servicii de reglare a funcționării rețelei. În funcție de cerințele exploatatorului rețelei, funcțiile (de ex. punerea la dispoziție a puterii reactive, limitarea puterii active) pot fi activate și configurate prin intermediul parametrilor de funcționare .
7.2. Dimensionare cabluri DC și AC
Dimensionare cabluri DC (Strâng – Invertor)
Pentru dimensionarea circuitelor DC intre panouri și invertor au fost analizate doua secțiuni de cabluri, 4 și 6 mm2 (6 mm2 fiind limita maximă pentru conectorii rapizi DC), precum și variantele Aluminiu vs Cupru.
Tabel 5 – calcul pierderi de tensiune cu cabluri de Cu
Tabel 6 – calcul pierderi de tensiune cu cabluri de Cu-Al
Soluția optimă din punct de vedere a piererilor în DC este cu conductor de cupru cu secțiunea 6 mm2 pentru bornele plus și minus ale fiecărui strâng. Calculele detaliate pentru datele din Tabelul 5, se găsesc în Anexele 9 – 15. Calculele detaliate pentru datele din Tabelul 6 se găsesc în Anexele 16 – 23.
Dimensionare cabluri AC (Invertor – Firida distribuție)
Pentru exemplificare s-a consierat invertorul 1.3.6 (invertorul nr. 6 aferent firidei de distribuție nr. 3 conectată la plecarea 3 aferenta postului de transformare nr. 1).
Tabel – pierderi de tensiune raportat la distanțele parcurse
Având în vedere durată de recuperare a diferenței de cost între Var.1 ( cablu ACyABy (4*16 mmp) ) și Var.2 ( cablu AcyABy (3*50+25mmp) ) a fost adoptată Var. 2 de cablare pentru lungimi mai mari de 40 m și var. 1 pentru lungimi mai mici de 40 m. Datele din Tabelul 7 sunt detaliate în Anexa 8.
Cablurile de energie cu izolație de pvc sunt formate din:
Fig. – structura cablu ACYAbY
1. Conductor de aluminiu masiv
2. Izolație de PVC
3. Umplutură
4. Armatură din benzi de otel
5. Manta exterioară de PVC
Parametri:
Cablurile ACYAbY în construcție standard sunt cu întârziere la propagarea flacării și corespund încercării la ardere pe un singur cablu vertical.
Dimensionare cabluri AC (Firida distribuție – TDRI)
Pentru exemplificare s-a consierat Firida FD1.1 ( Firida nr.1 conectată la plecarea nr.1 aferenta postului de transformare PT1).
Tabel – calcul pierderi de tensiune raportat la secțiunea conductorului
A fost adoptată Var.2 ( cablu 2xACyABy(3*240+120 mmp) ) pentru toate plecările din TDRI. Calculele detaliate sunt prezentate în Anexa 7.
7.3. Determinarea pierderilor de energie
Pierderile de energie pentru rețeaua de distribuție sunt detailat calculate pentru fiecare post de transformare în Anexa 1- Dimensionare trasee cable, Invertor-Firide, Firide-TDRI.
Pierderile medii anuale pentru rețeaua distribuție de joasă tensiune, pierderile în transformatoare precum și rețeaua de medie tensiune până la punctul de măsură amplasat în PT1 conform schemei monofilare de medie tensiune, sunt prezentate în tabelul următor.
Tabel – calcul pierderi de tensiune aferent PTAB urilor
Pentru estimarea preliminare a producției de energie a fost considerat ca și pierderi în AC 2.8% (pierderi în trafo) și pierderi pentru rețeaua de distribuție DC 0.41% .
7.4. Orientarea Panourilor Fotovoltaice
Definiția unui panou fotovoltaic: Panoul fotovoltaic realizează conversia directă a luminii în energie electrică la nivel atomic. Unele materiale pot absorbii fotoni de la lumină și în urma acestei absorbții să elibereze electroni. Fenomenul acesta poartă numele de efect fotoelectric. Prin captarea acestor electroni rezultă un curent electric care poate fi utilizat drept electricitate.
Pentru a maximiza eficiența energiei solare în toate anotimpurile anului, datorită faptului că pământul are forma eliptica și relief variat, se folosesc adesea sisteme de control automatizate.
Această sursă de energie captată corespunzător, poate fi utilizată la scară largă pentru a îmbunătății nivelul de trăi a unor comunități întregi. Calitatea și fiabilitatea energiei captate de la soare, ține de materialul din care e confecționat panoul fotovoltaic, felul acestuia, controlul și gestionarea energiei electrice pentru o eficiență optimă.
Pentru a maximiza eficiența acestor panouri solare, se folesesc diverse echipamente pentru ajustarea poziției panourilor, astfel încât acestea să poată capta maximul de energie.
Astfel de echipamente sunt:
Sistem de presiune (hidrauice), folosește ca mediu de control un fluid, și are ca avantaje faptul că este ieftin, nu necesită sistem de acționare electrică, care s-ar putea adăuga la costurile de achiziție, e foarte răspândit și ideal pentru aplicațiile de mică putere.
Detectoare ale poziției soarelui, numite și track-ere.
Acestea sunt dispozitive care orientează panoul fotovoltaic astfel încât unghiul de incidență dintre raza de lumină primită și panoul fotovoltaic să fie minim.
Ele se împart în:
Trackerele după o singură axă (Fig. 28), au un singur grad de libertate pe post de axă de rotație, de obicei aliniat dea lungul meridianului de nord și se bazează pe două detectoare fotosensibile. Avantajul utilizării unui astfel de dispozitiv este că în general crește cu aproximativ 25% producerea de energie, dar pe timp de iarnă o scade cu 6%. Această scădere cu 6% este datorată declinației soarelui.
Fig. – trackere după o singură axă
Track-erele cu două axe (Fig. 29), acestea au două axe de libertate care servesc drept axele de rotație, de obicei pe orizontală și pe verticală. Au la bază tot două detectoare fotosensibile, iar implementarea lor crește producerea de energie anuala cu 39% față de instalațiile statice. In cazul acestora, iarna are loc o scădere a procentului cu doar 9 procente, rezultând astfel o producere de energie imbunatațita cu 30% față de cele statice pe timpul iernii. Ca dezavantaj față de Track-erele cu o singură axă intervine faptul că necesită două motoare electrice, costurile de întreținere sunt mai mari, spațiul necesar instalării este cu 17,3% mai mare decât in cazul unei instalații statice și nu este adecvat pentru un uz casnic.
Fig. – trackere după două axe
Track-ere polare (Fig. 30) , acestea fac urmărirea împreună cu ajustarea sezonieră pe direcția nord-sud. Avantajele sunt faptul că poate fi utilizată la aplicații de mare putere, utilizează un singur motor electric, deci costurile de achiziționare și întreținere nu diferă mult față de sistemul cu o singură axă. Are aproape aceeași eficiența cu cea a sistemelor cu doua axe, adică îmbunătățirea producerii de energie anuală cu aproximativ 20-30% . Ca dezavantaj putem lua în considerare faptul că vremea și anotimpurile au un impact direct asupra producției și a randamentului.
Fig. – trackere polare
Din punct de vedere al poluării, instalațiile de producere a energiei electrice cu celule fotovoltaice nu generaza nici un fel de emisii atmosferice sau gaze cu efect de seră, astfel creșterea cantității de energie electrică produsă din Surse Regenerabile de Energie va conduce la scăderea emisiilor de CO2 și ȘO2.
Unghiul de înclinație a modulului PV față de orizont β se determină din condiția asigurării echilibrului consum / producere energie electrică în lunile cu cea mai mică radiație solară.
Pentru proiectarea unei instalații de conversie a energiei solare în energie termică sau electrică este necesar să cunoaștem radiația solară posibilă pe suprafața captatoare fie a colectorului solar, fie a modulului (panoului) fotovoltaic. Totodată, radiația solară este o funcție variabilă ce depinde de mai mulți factori: latitudinea și altitudinea locului, anotimpul, ziua, ora, gradul de nebulozitate, conținutul de praf, vapori de apă și de aerosoli în atmosferă.
Este evident că nu poate exista una sau mai multe expresii matematice care ar permite calculul radiației solare, luând în considerație toți acești factori, în particular, cei cu caracter aleatoriu – nebulozitatea, conținutul de praf, aerosoli etc.
Proiectarea unei instalații solare și prevederea productivității acesteia în viitor se face în baza măsurărilor sistematice ale componentelor radiației solare înregistrate în trecut și disponibile în publicațiile Serviciului de Stat „Hidrometeo”. În cele mai multe cazuri dispunem de date cu privire la radiația solară pe un plan orizontal. În același timp, avem nevoie de componentele directă și difuză ale radiației pe planul unui colector solar sau panou fotovoltaic.
Orientarea optimă a unui panou solar trebuie făcută astfel încât să primească energie solară maximă în decursul unui an. Maximul de energie se obține orientând panourile spre Sud, însă mai sunt și alți factori (latitudinea fiind cel mai important).
Orientarea unui panou solar plan e dată de direcția normalei la suprafața lui, iar direcția normalei se exprimă sub formă a două unghiuri, și anume în cazul de față ungiurile cele mai convenabile sunt elevația și azimutul.
Elevația este unghiul făcut de normală cu planul orizontal, iar azimutul e unghiul făcut de proiecția normalei pe planul orrizontal cu o direcție de pe orizont luată ca reper.
A cunoaște radiația solară la nivelul solului înseamnă determinarea cantității de energie pe care o pot produce sistemele fotovoltaice. Proiectarea acestor sisteme se bazează pe analiza unor baze de date referitoare la iradierea solară globală.
Energia solară este maximă în zonele deșertice continentale (aproximativ 25 de grade Nord și 25 Grade Sud) și scade treptat spre ecuator datorită frecvenței crescute a norilor și la fel spre poli datorită înălțării scăzute a soarelui pe cer. În zonele ecuatoriale, variația iradierii zilnice cu anotimpul este scăzută în comparație cu variația mare la latitudinile mari.
Pentru a obține eficiență maximă, direcția și unghiul de înclinare al panoului trebuie alese astfel încât raza de lumină incidentă să cadă perpendicular pe suprafața acestuia.
Fig. – radiația solară directă pe plan orizontal (a) si radiația solară directă pe plan înclinat
În figura (Fig. 31) se prezintă radiația solară directă, B, pe planul orizontal (a) și Bβ, pe un plan înclinat față de orizont cu unghiul β (b). Radiația perpendiculară pe suprafața planului este notată cu Bn. Este necesar să determinăm raportul dintre Bβ și B. Notăm raportul dintre radiația directă pe un plan înclinat și unul orizontal, prin Rb. Astfel, Rb = Bβ / B. Din figura 9.2 rezultă:
Raportul:
=
Valoarea raportului Rb calculată determină componenta directă a radiației solare pe un plan înclinat:
Radiația difuză pe un plan înclinat, Dβ se calculează prin formula:
,
unde D este radiația difuză pe un plan orizontal.
Radiația reflectată pe un plan înclinat, Rβ, se calculează prin formula:
,
unde
este coeficientul de reflexie al pamantului, iar
G este radiatia globala pe o suprafata orizontala.
Ca urmare, radiația globală pe un plan înclinat este egală cu suma celor trei componente-directă, difuză și reflectată pe același plan:
Din formula de mai sus putem determina valoarea optimă a unghiului de înclinare β pentru care radiația globală incidentă pe suprafața colectorului solar va avea valori maxime.
Pentru a ne ajuta la luarea unei decizii în legătură cu înclinația panourilor fotovoltaice, am folosit un soft pentru a simula diferite scenarii, urmând ca cel mai rentabil să fie cel ales.
Așadar, vom avea 2 scenarii:
Înclinația la 35° (energia produsă pe luni 1.1 și pe zi 1.2)
Înclinația optimizată 34° (energia produsă pe luni 3.1 și pe zi 3.2)
1.1 Calculul radiației solare pe luni pentru înclinația fixă a panourilor la 35° (detaliat în Anexa 4)
Înclinația: 35°
Locația: 46°32’58” N, 23°50’7” E
Altitudinea: 308 metri deasupra nivelului mării
Baza de date folosită: PVGIS-CMSAF
Pierderi datorate temperaturii și radiației slabe: 9.9% (folosind temperatura ambientului)
Pierderi datorate efectului de reflexie: 3%
Alte pierderi(cabluri, invertor, etc.): 14%
Total pierderi: 24.9%
Tabel – radiația solară pe luni
Ed: valoarea medie a energiei produse de sistemul dat într o zi (kWh)
Em: valoarea medie a energiei produse de sistemul dat într o lună (kWh)
Hd: valoarea medie a cantității totale de radiație dintr-o zi, pe metru pătrat primită de modulele sistemului dat (kWh/m2)
Hm: valoarea medie a cantității totale de radiație într-o lună, pe metru pătrat primită de modulele sistemului dat (kWh/m2)
1.2 Valoarea medie a radiației solare pe zi la înclinație de 35° (detaliat în Anexa 5)
Radiația Estimată
Tabel – radiația solară pe ore
G: radiația totală pe un plan stabilit (W/m2)
Gd: radiația difuză pe un plan stabilit (W/m2)
Gc: radiația totală când avem cer senin deasupra unui plan stabilit (W/m2)
DNI: radiația normală directă (W/m2)
DNIc: radiația normală când avem cer senin (W/m2)
A: radiația totală pe un plan ghidat pe 2 axe (W/m2)
Ad: radiația difuză pe un plan ghidat pe 2 axe (W/m2)
Ac: radiația totală când avem cer senin deasupra unui plan ghidat pe 2 axe (W/m2)
2.1 Calculul radiației solare pe luni pentru înclinația fixă a panourilor la unghi de 34° (detaliat în Anexa 2)
Înclinația: 34°
Locația: 46°32’58” N, 23°50’7” E
Altitudinea: 308 metri deasupra nivelului mării
Baza de date folosită: PVGIS-CMSAF
Pierderi datorate temperaturii și radiației slabe: 9.9% (folosind temperatura ambientului)
Pierderi datorate efectului de reflexie: 3%
Alte pierderi(cabluri, invertor, etc.): 14%
Total pierderi: 24.9%
Tabel – radiația solară pe luni
Ed: valoarea medie a energiei produse de sistemul dat într o zi (kWh)
Em: valoarea medie a energiei produse de sistemul dat într o lună (kWh)
Hd: valoarea medie a cantității totale de radiație dintr-o zi, pe metru pătrat primită de modulele sistemului dat (kWh/m2)
Hm: valoarea medie a cantității totale de radiație într-o lună, pe metru pătrat primită de modulele sistemului dat (kWh/m2)
Radiația incidenta totală pe luni pentru 34° (detaliat în Anexa 1)
Tabel – radiația solară totală pe an
Hh: radiația pe plan orizontal (Wh/m2/zi)
Hopt: radiația pe un plan înclinat optim (Wh/m2/zi)
H(90): radiația pe un plan înclinat la 90° (Wh/m2/zi)
Iopt: înclinarea optimă (grade)
T24h: temperatura medie pe 24 de ore (°C)
NDD: energia necesară pentru a încălzi o locuință
2.2 Calculul radiației solare pe zi pentru înclinația fixă a panourilor la unghi optim de 34° (detaliat în Anexa 3)
Radiația Estimată
Tabel – radiația solară pe ore
G: radiația totală pe un plan stabilit (W/m2)
Gd: radiația difuză pe un plan stabilit (W/m2)
Gc: radiația totală când avem cer senin deasupra unui plan stabilit (W/m2)
DNI: radiația normală directă (W/m2)
DNIc: radiația normală când avem cer senin (W/m2)
A: radiația totală pe un plan ghidat pe 2 axe (W/m2)
Ad: radiația difuză pe un plan ghidat pe 2 axe (W/m2)
Ac: radiația totală când avem cer senin deasupra unui plan ghidat pe 2 axe (W/m2)
7.5. Analiza și concluzii referitoare la orientarea PV
Pentru funcționarea panourilor fotovoltaice, radiația directă este cea mai importantă. În cazul unui cer senin, aceasta are cea mai mare intensitate atunci când soarele se găsește la punctul său de maxim spre Sud în emisfera nordică.
Acest lucru se datorează celei mai scurte distanță pe care undele electromagnetice trebuie să le parcurgă de-a lungul atmosferei terestre. Înclinarea unei suprafețe, orientată spre sud ca în figură (Fig. 32) și poziția ei față de soare este descrisă de unghiul h (înălțimea la care se găsește soarele la ora respectivă) și unghiul azimutal.
Datorită mișcării de revoluție a Pământului, poziția soarelui este diferită față de suprafața din figura și în funcție de sezon.
Totodată, intensitatea radiației solare este o funcție de azimut și starea atmosferei, incluzând vapori de apă, aerosoli, de praf, conținutul de ozon și nori. Analizând datele din tabelele de mai sus, putem observa că în locul unde vor fi amplasate panourile, vom avea randament maxim când acestea vor fi inclinate la 34°.
Fig. – orientarea optimă a panourilor
Datorită mișcării de revoluție a Pământului, poziția soarelui este diferită față de suprafața din figura și în funcție de sezon.
Totodată, intensitatea radiației solare este o funcție de azimut și starea atmosferei, incluzând vapori de apă, aerosoli, de praf, conținutul de ozon și nori. Analizând datele din tabelele de mai sus, putem observa că în locul unde vor fi amplasate panourile, vom avea randament maxim când acestea vor fi înclinate la 34°.
Acest lucru rezultă din observarea valorilor indicilor notați Hm (valoarea medie a cantității totale de radiație într-o lună, pe metru pătrat primită de modulele sistemului dat (kWh/m2)) care ne arată energia produsă în diferite luni ale anului, lunile de vară fiind cele mai productive, dar totodată trebuie să ținem cont de randamentul din lunile de iarnă, când cantitatea de energie sub formă de radiație este mai scăzută.
Compromisul între cele două randamente este atins la orientarea panourilor fotovoltaice la un unghi de 34 de grade.
Pentru analiza economică au fost reținute următoarele:
Panou fotovoltaic Renesola JC240M-24/Bb;
Invertor SMA STP17000TL cu 2 regulatoare MPP;
Pierderi energie pe distribuția de curent continuu 0.41% iar pentru alternativ și pierderi în trafo 2.8%];
Producție energie estimată anual 1245 kWh/kW instalat.
Avantajele scenariului:
Panouri fotovoltaice cu randament mai ridicat;
Invertoare cu două regulatoare MPP cu un aport semnificativ la producția de energie la umbriri paralele;
Distribuție electrică cu pierderi reduse de energie și o durată de recuperare a investiției suplimentare de maxim 4 ani.
7.6. Evaluarea producției de energie și performante
Pentru evaluarea producției de energie a parcului fotovoltaic orientat la un unghi de 34 de grade, am folosit softul gratuit pvPlanner, produs și furnizat de GeoPower (http://solargis.info/doc/pvplanner/).
SolarGIS este o bază de date climatice de înaltă rezoluție și condusă de GeoModel Solar. Layerele de date primare includ radiația solară,temperatura aerului și terenul (elevație, orizont).Temperatura aerului la 2 m, dezvoltată din datele CFSR și GFS (ani: 1994 – 2011; recalculate la valori de 15-minute.
Radiația solară calculă din datele de la satelit și cele atmosferice conform datelor Meteosat PRIME satellite 1994 – 2010, culese la intervale de 15-minute sau 30-minute valori pentru Europa, Africa și Orientul mijlociu,
Această estimare presupune că anul are 365 de zile. Deviații ocazionale ale calculelor pot apărea ca rezultat al rotunjirii matematice și nu pot fi considerate ca defecte ale algoritmilor. Mai multe informații referitoare la datele aplicate, algoritmi și incertitudini pot fi găsite la: http://solargis.info/doc/pvplanner/.
În continuare voi prezenta după cum urmează datele obținute (detaliat în Anexa 24):
1. Date despre locație
Tabel – informații locație
2. Poziționarea geografică (Fig. 33)
Fig. – poziționarea grafică
3. Informații despre sistemul fotovoltaic
Tabel – informații despre sistemul fotovoltaic
4. Estimarea producerii de energie electrică la pornire
Tabel – estimare cantitate de energie produsă la pornire
Esm: Suma lunară a producției de energie electrică specifică [kWh/kWp]
Esd: Suma zilnică a producției de energie electrică specifică [kWh/kWp]
Etm: Suma lunară a producției totale de energie electrică [MWh]
Eshare: Cota procentuală a producției lunare de energie electrică [%]
PR: Raport de performanță [%]
Fig. – estimare producere de energie electrică pe un an
Acest raport arată estimările puterii solare la faza de pornire a unui sistem FV. Estimările sunt precise pentru sisteme Foto Voltaice de mărime mică și medie.
5. Traiectoria soarelui într-un an deasupra punctului studiat
Fig. – traiectoria soarelui pe 24h
Linia orizontului (zona hașurată cu cu gri) și modul orizontului (zona hașurată cu albastru) pot avea efect de umbrire a radiației solare. Punctele negre indica orele reale, din 30 în 30 de minute, iar etichetele albastre indica ora locală, din oră în oră.
6. Modificarea duratei zilei și a unghiului zenital pe parcursul unui an
Fig. – durata zilei si unghiul zenital pe parcursul unui an
7. Iradierea globală orizontală și temperatura aerului – referințe climatice
Tabel – iradierea globală orizontală și temperatura aerului
Ghm: Suma lunară a iradierii globale [kWh/m2]
Ghd: Suma zilnică a iradierii globale [kWh/m2]
Dhd: Suma zilnică a iradierii difuze [kWh/m2]
T24: Temperatura zilnică (diurnă) a aerului [°C]
Obs.: Valorile sunt medii lunare pe termen lung.
Fig. – grafic estimativ al iradierii globale și temperatura aerului
8. Radiația globală anuală (la 34 °)
Tabel – radiația globală anuală
Gim: Suma lunară a iradierii globale [kWh/m2]
Gid: Suma zilnică a iradierii globale [kWh/m2]
Did: Suma zilnică a iradierii difuze [kWh/m2]
Rid: Suma zilnică a iradierii reflectate [kWh/m2]
Shloss: Pierderi ale iradierii globale datorate umbririi terenului [%]
Fig. – graficul radiației directe, difuză și reflectată
9.Pierderi de sistem și raport de performanță
Tabel – pierderi energie și raport de performanță
1. Producția inițială presupusă la Condiții Test Standard (CTS)
2. Reducerea iradierii globale permise datorată obstrucționării orizontului de teren și module FV,
3. Proporția iradierii globale ce este reflectată de suprafața de module FV (în general sticlă)
4. Pierderi în modulele FV datorate conversiei radiației solare la energie electrică de CC; devierea modulelor de eficiență de la CTS
5. Pierderi de curent continuu: această etapă presupune efectele incluse ale nepotrivirii dintre modulele FV, pirderi de căldură și interconexiuni și cabluri, pierderi datorate pământului, zăpezii, gheții și murdăririi,și umbririi proprii a modulelor FV
6. Această etapă consideră eficiența euro la pierderi medii aproximate în invertor
7. Pierderile în secțiunea de curent alternativ și transformator (unde se aplică) depind de arhitectura sistemului
8. Parametrul de disponibilitate presupune pierderi datorate opririi cauzate de mentenanță sau avarii
7.7. Energia și randamentul produs pe an
Tabel – energia produsă pe un an (detaliat in Anexa 6)
8. Principalii indicatori Tehnico-Economici
8.1. Costurile estimative ale investiției
Tabel 22 – deviz general privind cheltuielile
Sursele de finanțare a investiției
Sursele de finanțare a investițiilor se constituie în conformitate cu legislația în vigoare și constau din fonduri proprii precum si credite bancare.
Estimări privind forța de muncă ocupată prin realizarea investiției
1. număr de locuri de muncă create în faza de execuție: 40
2. număr de locuri de muncă create în faza de operare: 2
9. Analiza cost-beneficiu
Conform metodei adoptate de obicei de întreprinderile producatoare de energie electrică, costul energiei este împărtit în două părtii: un cost fix, datorat investitiei initiale, necesare pentru construirea instalatiei, și un cost variabil, datorat cheltuielilor pentru functionarea și întretinerea instalatiei.
Costurile variabile includ de obicei cheltuielile pentru personal, combustibil și piesele de schimb, în cazul instalatiilor fotovoltaice, bineînteles, capitolul combustibil lipsește.
În formule se poate scrie:
Cost kWh = (A x I + E)/N în care:
A = factorul de actualizare a investitiei;
I = costul investitiei;
E = costul de functionare și de întretinere;
N = numărul de kWh produși de instalatie într-un an.
Factorul A depinde de durata instalației (de obicei estimată la 20 de ani) și de rață dobânzii reale (adică fără rata inflației), considerată de obicei egală cu 5%. Atât costurile investiției, cât și cele de funcționare și de întreținere depind foarte mult de dimensiunile instalației, de tipul de folosire pentru care este construită și de localitatea în care este instalată: deci pentru a calcula costul unui produs de marile centrale fotovoltaice conectate la rețea nu se poate recurge la exemplul instalațiilor mici pentru folosiri izolate, ci trebuie luate în considerare instalații asemănătoare de mari dimensiuni de tipul celor care, cu scopuri experimentale și demonstrative au fost realizate în toată lumea, mai ales, în Statele Unite.
Cu toate acestea, dat fiind numărul limitat de exemple de referință, estimarea costurile prezintă aproximări destul de mari. În prezent, conform experienței americane, costul total de realizare al unei centrale poate fi estimat la circa 1 milion de euro/MW. Aceste costuri se datorează, într-o proporție de circa 60% costului modulelor, respectiv deci 0,5-1,0 milioane de euro/MW, iar restul, costul celorlalte componente ale sistemului și costului instalării.
În ceea ce privește costurile de gestiune, experienta marilor centrale din California arată că acestea pot fi menținute la nivel foarte scăzut. Dacă se are în vedere o producție anuală de energie de 1.500 kWh pentru fiecare kW de putere instalată, formula precedentă dă un cost al energiei de circa 500 euro/kWh. Acest cost, bineînțeles, trebuie considerat ca o valoare limită, valabilă pentru instalațiile de dimensiuni mari (de peste 1 MW), construite în așa fel încât să optimizeze raportul cost/prestații, și instalate în localități ușor accesibile.
Diferită se arată situația în ceea ce privește modulele: reducerea costului, în acest caz, pare posibilă numai cu ajutorul tehnologiilor inovatoare ("break-through tehnologic") atât în privința materialelor, cât și a proceselor de fabricație; mai ales acestea din urmă vor trebui să se dezvolte în sensul unei cât mai complete automatizări, și pentru a merge în întâmpinarea exigentelor de "calitate totală", implicite în producția de piese cu o tehnologie foarte avansată, pentru care randamentul maxim constituie un factor de importantă vitală.
În afară de aceasta este de prevăzut că datorită introducerii încoronate de succes a tehnologiei peliculelor subțiri, reducerea costului se va putea face cu un ritm și mai rapid decât s-a făcut până acum.
Cost kWh ~450 € , cost kW instalat este 1500 €
Parametri de intrare:
Puterea instalată centrală fotovoltaică: 4,93 MW.
Valoare investiție: 7.659.603,00 euro.
Costurile de instalare 1.045,77 EUR/kW
Producție energie: 1.062 MWh/kWpeak.
Rată de actualizare 5%.
Durată de amortizare 25 ani.
Valoare certificate verzi
Parametri de ieșire:
Figura 20 – grafic de recuperare a investiției
Durata de recuperare (aproximativ): 8 ani (detaliat in Anexa 6)
Rata internă de rentabilitate: aproximativ 12%.
10. Concluzii
Prezenta lucrare analizează din punctul de vedere al eficienței economice cât și energetice ale unei centrale fotovoltaice. Importanța energiilor regenerabile este un subiect care-și face tot mai mult simțită prezenta în ultimii 10 ani, brevetându-se numeroase soluții tehnice viabile.
Capitolul al doi-lea prezintă date statistice cu privire la cantitatea de radiație solară la nivelul României, și argumentează alegerea amplasamentului. Datele energetice ale diferitelor tipuri de panouri fotovoltaice sunt prezentate în capitolul al trei-lea unde totodată argumentează și prezintă modul de funcționare al tipului de panou fotovoltaic ales. Din punct de vedere al invertoarelor, capitolul patru detaliază tipul de invertoare folosite și alte date de natură legislativă.
Modalitatea de racordare la RED, este detaliată în capitolul al cinci-lea alături de norme legislative necesare realizării centralei. Capitolul șase prezintă graficul de realizare al investiției.
În capitolul șapte am prezentat analiza tehnico-economică asupra modelului de panouri fotovoltaice conectate la invertorul ales, despre care sunt prezentate câteva date tehnice. Tot în acest capitol am detaliat calculul de dimensionare și alegere al cablurilor alese pentru a avea pierderi de energie cât mai mici corelate totodata cu costurile. Un alt factor important, orientarea panourilor fotovoltaice, este detaliat în continuare precum și argumentarea gradului de înclinație ales. Avantajele scenariului analizat este detaliat în analiaza producției de energie și performanțe, care încheie capitolul.
În capitolele opt și nouă, am calculat devizul general continuând cu analiza cost beneficiu de unde a rezultat durata de recuperare a investiției fiind de aproximativ 8 ani.
În ciuda prețului și a dependenței de factorii externi, panourile solare sunt o soluție pentru viitor. Acest lucru este dovedit și de creșterea de aprope 50% înregistrată în numărul de astfel de sisteme folosite pe glob, în fiecare an din 2002 încoace. Însă pe viitor, odată cu dezvoltarea tehnologiei și micșorarea costurilor inițiale, panourile fotovoltaice vor deveni cu siguranță din ce în ce mai utilizate.
11. Cadrul legislativ ce reglementează proiectarea si bibliografie
Legi și normative în domeniu:
Codul Tehnic al RED- publicat in septembrie 2005- conform Legii Energiei Electrice
Legea Energiei nr. 13/2007
HG nr. 443 / 2004 privind promovarea producției de energie electrică din surse regenerabile de energie
NTE 007/08/00 Normativ pentru proiectarea si executarea retelelor de cabluri electrice
HG nr. 1069/2007 privind aprobarea Strategiei energetice a României pentru perioada 2007-2020
HG nr. 1892 / 2004 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei electrice din
surse regenerabile de energie, cu modificările și completările din HG nr. 958/2005 și HG nr. 1538/2008
Ordin nr. 129/11.12.2008 pentru aprobarea regulamentului privind stabilirea solutiilor de racordare a utilizatorilor la retelele electrice de interes public
PE 132/2003 – Normativ privind proiectarea rețelelor electrice de distribuție publică
NTE 001/03/00 – Normativ privind alegerea izolației, coordonarea izolației și protecția
instalațiilor electroenergetice împotriva supratensiunilor
NTE 003/04/00 -Normativ pt construcția liniilor aeriene de en. electrică cu tensiuni peste 1000 V
Legea nr. 10/1995 privind calitatea în construcții
Legea nr. 50/1991 privind autorizarea executării lucrărilor de construcții
PE 134- Normativ privind metodologia de calcul a curentilor de scurtcircuit in retele electrice
IEEE 1547-2003 „Standard for Interconnecting Distributed Resouces with Electric Power Systems”
IEEE 1547.1-2005 „Standard for conformance test procedures for equipments interconenecting distributed resources with electric power systems”
IEEE 929-2000 „Recomended practice for Utility interface of photovoltaic (PV) systems”
IEC61727-2004 Photovoltaic (PV) systems – „Characteristics of the utility interface„
IEC 62116 rev1 2005 – „Testing procedure of islanding prevention measures for utility interactive photovoltaic inverters”
EUGENIA TULCAN-PAULESCU, MARIUS PĂULESCU, LAURENȚIU FARA,”Sisteme fotovoltaice”, Editura Matrix Rom 2005, București iulie 2005.
FARA L. DINCULESCU A, GRIGORESCU R, “Stocarea termică a energiei solare”, Editura Ceres, București, 1991;
PĂULESCU M și Schlett Z 2002 „Aspecte practice în conversia fotovoltaică a energiei solare”, Editura Mirton, Timișoara.
PĂULESCU M, 2005, Algoritmi de estimare a energiei solare, Editura Matrix Rom, București
D. D. MĂRGINEAN-”Energetica lumii vii”, Editura EDIMPEX-Speranța, București, 1992
VICTOR LUCIAN –”Resurse de instalații de producere a energiei electrice”, Editura AGIR, București, 2006
MINERVA CRISTEA, DUȘAN POPOV, FLORICIA BRAVINSCHI, IOAN DAMIAN, IOAN LUMINOSU, IOAN ZAHARIE, Fizică- Elemente fundamentale, Editura Politehnica, Timișoara, 2006.
A. LIQUE, A. MARTI, Handbook of Photovoltaic Science and Engineering, John Willey&Sons, 2003
MIRCEA MALITA, ADRIAN GHEORGHE-”Prewzentul și viitorul energiei solare”, Editura Academiei Republice Socialiste România, București, 1982
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: Studiu de Fezabilitate Pentru Un Parc Fotovoltaic (ID: 147567)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.