Uniwersytet Technologicznoim. Jana i J

Wydział In

Stanowisko dydaktycznedo bada

The didactic test stand to photovoltaic

Uniwersytet Technologiczno-Przyrodniczyim. Jana i Jędrzeja Śniadeckich

w Bydgoszczy Wydział Inżynierii Mechanicznej

Inż. Mikołaj Skibowski Nr albumu: 095620

Stanowisko dydaktycznedo badań instalacji fotowoltaicznej

The didactic test stand to photovoltaic installation investigations

Praca magisterska na kierunku: Mechanika i budowa maszyn

specjalizacja: Technologii maszyn

UTP w Bydgoszczy - Wydział Katedra Maszyn Spożywczych i Ochrony

Bydgoszcz, wrzesień 2012

Przyrodniczy niadeckich

ynierii Mechanicznej

Stanowisko dydaktyczne instalacji fotowoltaicznej

installation investigations

Mechanika i budowa maszyn

Promotor Dr inż. Adam Mroziński

Wydział Inżynierii Mechanicznej ywczych i Ochrony Środowiska

2

Termin złożenia pracy: 30.09.2012r. Nr albumu: 095620

TEMAT PRACY DYPLOMOWEJ

Tytuł pracy:

Stanowisko dydaktyczne do badań instalacji fotowoltaicznej The didactic test stand to photovoltaic installation investigations

Student: Inż. Mikołaj Skibowski

Promotor: Dr inż. Adam Mroziński

Założenia:

Praca o charakterze studialno-badawczym. Analiza możliwości wykorzystania

instalacji fotowoltaicznych w Polsce. Podział i budowa ogniw oraz całych instalacji

fotowoltaicznych. Projekt i budowa stanowiska do badań instalacji fotowoltaicznych.

Przeprowadzenie badań charakterystyk użytkowych badanej instalacji fotowoltaicznej.

Zakres pracy:

1. Wprowadzenie 2. Geneza pracy - zagadnienie wykorzystania ogniw fotowoltaicznych w

Polsce 3. Podział instalacji i ogniw fotowoltaicznych 4. Projekt własnego stanowiska laboratoryjnego do badań ogniw

fotowoltaicznych 5. Realizacja badań 6. Analiza otrzymanych wyników 7. Podsumowanie i wnioski

Rodzaj pracy: Magisterska

Opracował Zaakceptował

Data Podpis Data Podpis

Zatwierdził

Dziekan

Instytut Technik Wytwarzania

Kierunek studiów: Mechanika i Budowa Maszyn

Rodzaj studiów: II stopnia

Forma studiów: niestacjonarne

Rok akademicki: 2011/2012

3

Składam serdeczne podziękowania Panu dr inŜ. Adamowi Mrozińskiemu za okazywaną pomoc w trakcie pisania niniejszej pracy magisterskiej, za cenne rady oraz miłą atmosferę sprzyjającą pracy naukowej.

4

Spis treści

1. WSTĘP .................................................................................................................................. 6

1.1. Geneza pracy ...................................................................................................................... 6

1.2. Cele pracy ........................................................................................................................... 7

1.3. Teza pracy .......................................................................................................................... 8

1.4. Zakres pracy ....................................................................................................................... 8

2. ROZWÓJ FOTOWOLTAIKI W POLSCE I NA ŚWIECIE ........................................... 9

3. PODSTAWY TRANSFORMACJI FOTOWOLTAICZNEJ ......................................... 19

3.1. Energia promieniowania słonecznego ............................................................................ 19

3.2. Pomiary energii promieniowania – Piranometr ........................................................... 21

3.3. Wpływ usytuowania ogniw na ich charakterystykę ..................................................... 22

3.4. Mechanizm efektu fotowoltaicznego .............................................................................. 24

4. BUDOWA OGNIW I MODUŁÓW FOTOWOLTAICZNYCH .................................... 27

4.1. Ogniwa monokrystaliczne ............................................................................................... 29

4.2. Ogniwa polikrystaliczne .................................................................................................. 30

4.3. Ogniwa amorficzne .......................................................................................................... 31

4.4. Ogniwa cienkowarstwowe CI(G)S i CdTe ..................................................................... 32

4.5. Budowa modułu fotowoltaicznego .................................................................................. 35

5. RODZAJE INSTALACJI FOTOWOLTAICZNYCH .................................................... 40

5.1. Instalacje sprzężone z siecią energetyczną .................................................................... 40

5.2. Instalacje autonomiczne / wyspowe ................................................................................ 41

5.3. Urządzenia pomocnicze do systemów fotowoltaicznych .............................................. 43

5.4. Najważniejsze parametry charakteryzujące funkcjonowanie instalacji PV .............. 44

5.6. Koszty instalacji fotowoltaicznej .................................................................................... 45

6. STANOWISKA DO BADAŃ INSTALACJI FOTOWOLTAICZNYCH ..................... 47

6.1. Opis stanowiska................................................................................................................ 48

6.2. Układ pomiarowy ............................................................................................................. 51

5

6.3. Charakterystyka ogniwa PV ........................................................................................... 60

6.4. Przebieg i wyniki badań .................................................................................................. 65

6.5. Analiza parametrów instalacji ........................................................................................ 83

7. SYMULACJA WYDAJNOŚCI PRACY INSTALACJI PV .......................................... 85

8. PODSUMOWANIE I WNIOSKI ...................................................................................... 95

9. LITERATURA .................................................................................................................... 97

9.1. Książki, skrypty i publikacje .......................................................................................... 97

9.2. Dane uzyskane za pośrednictwem Internetu ................................................................. 98

9.3. Normy ............................................................................................................................... 98

9.4. Ustawy i regulacje prawne .............................................................................................. 98

10. ZAŁĄCZNIKI ................................................................................................................... 99

6

1. WSTĘP

Ograniczone zasoby naturalne paliw kopalnych i podyktowany tym ciągły wzrost ich cen,

a także wymogi ochrony środowiska powodują coraz większe zainteresowanie źródłami

energii odnawialnej. Przy obecnym bardzo wysokim poziomie zużycia energii jej

konwencjonalne źródła takie jak ropa naftowa, węgiel czy gaz zostaną wyczerpane w ciągu

następnych 40 lat. Fakt ten stał się bodźcem do prowadzenia prac badawczych związanych

z alternatywnymi źródłami energii elektrycznej.

Dodatkowym atutem alternatywnych źródeł energii jest niski poziom emisji szkodliwych

substancji do środowiska, lub też całkowity jej brak. Jednym z tego rodzaju źródeł jest

słoneczna energia elektryczna wytwarzana w systemach fotowoltaicznych. Słońce jest

niewyczerpalnym źródłem czystej energii. Z bogactwa tego można korzystać dzięki modułom

fotowoltaicznym. Systemy fotowoltaiczne działają niezależnie od sieci energetycznej,

gwarantując stałe dostawy energii nawet w przypadku awarii sieci. Uważana jest ona za jedno

z najbardziej obiecujących i przyjaznych środowisku źródeł energii. Jej olbrzymi potencjał

związany jest z bezpośrednią konwersją ogólnie dostępnego promieniowania słonecznego na

energię elektryczną [1][2][5][6].

1.1. Geneza pracy

Z energii, którą Ziemia otrzymuje rocznie od Słońca, dociera do nas tylko 40%, rocznie

jest to ilość szacowana na 1514 MWh, reszta ulega odbiciu od wysokich warstw atmosfery.

Jednak nawet bardzo mała jej część przetworzona w energię elektryczną użyteczną dla

człowieka byłaby kilkaset razy większa od zużycia energii w skali świata, a każda

kilowatogodzina wyprodukowana ze słońca pozwala uniknąć emisji 0,8 - 1 kg CO2.

Systemy fotowoltaiczne nie są wynalazkiem ostatnich dziesięcioleci. W teorii

powstawały już w XVIII wieku. Natomiast pierwsze proste instalacje powstały na przełomie

XIX i XX wieku. A. C. Becquerel w 1839r., zaobserwował po raz pierwszy efekt

fotowoltaiczny w obwodzie dwóch elektrod oświetlonych (chlorkowo – srebrowych)

zanurzonych w elektrolicie. W. Adams i R. Day w 1876r., zaobserwowali to zjawisko na

granicy dwóch ciał stałych (selen – platyna). Pierwsze ogniwa selenowe miały sprawność

0,5% [4][5][7].

Zdecydowanie największy wpływ na rozwój ogniw słonecznych miała metoda produkcji

kryształów krzemu o wysokiej czystości opracowana przez Czochralskiego na przełomie lat

7

1940 i 1950. Urządzenia pokładowe satelity Vanguard (1958r.) zasilane były przez krzemowe

ogniwa słoneczne o sprawności 11% - było to pierwsze zastosowanie takich ogniw.

Obserwacja efektu fotowoltaicznego przez D. C. Reynolds’a, w złączu stopu metalu

(Cu monokryształ CdS), doprowadziła do otrzymania w latach sześćdziesiątych pierwszych

cienkowarstwowych ogniw słonecznych (Cu2S-CdS) [4][12][13][15].

D. M. Chapin, S. C. Fellerand i G. L. Person dokonali kolejnego postępu, budując

z użyciem monokryształu krzemu, ogniwo o sprawności ok. 6%. Praktyczne stosowanie

ogniw słonecznych było możliwe dopiero od początku lat 70, gdy opracowano stosunkowo

tanią technologie wytwarzania kryształów krzemu i półprzewodników.

Fotowoltaika, jak wieje innych dziedzin nauki, miała swój początek w badaniach

kosmicznych. Obecnie niemal wszystkie pojazdy kosmiczne: sondy, satelity komunikacyjne,

badawcze, wojskowe są zasilane ogniwami fotowoltaicznymi.

Prognozy energetyczne do 2020 roku, opracowane przez światową Radę Energetyczną

zakładają ochronę środowiska za problem najwyższej wagi, sektor energetyczny

odpowiedzialny jest w głównej mierze za degradację środowiska w skali globalnej. Jednym

ze sposobów rozwiązania tego problemu jest poszukiwanie nowych technologii

umożliwiających eksploatację odnawialnych źródeł energii. Dopływ energii słonecznej jest

stały w skali istnienia ludzkości. Z tego stwierdzenia wywodzi się określenie energii

odnawialnej, która obejmuje nie tylko bezpośrednią przemianę energii słonecznej

w elektryczną, ale także wszystkie źródła energii, które z niej wynikają, takie jak energia

wiatru czy wody [1][2][3].

1.2. Cele pracy

Celem poznawczym niniejszej pracy jest przedstawienie i analiza zagadnienia

wykorzystania w Polsce i na świecie instalacji fotowoltaicznych, opis technologii

wytwarzania ogniw fotowoltaicznych oraz możliwości ich praktycznego zastosowania –

w szczególności w realiach wprowadzenia w 2013 roku w Polsce ustawy o OZE.

Celem praktycznym pracy jest zaprojektowanie i budowa stanowiska do badań

efektywności modułów fotowoltaicznych. Przy użyciu zaprojektowanego stanowiska będą

mogły być realizowane badania charakterystyk użytkowych różnych modułów

fotowoltaicznych.

8

Zbudowane w ramach niniejszej pracy stanowisko do badań efektywności modułów

fotowoltaicznych jest przykładem próby rozwiązania problemu badań modułów w warunkach

rzeczywistych. Obecnie, na bardzo dynamicznie rozwijającym się rynku PV, na którym nowe

technologie cienkowarstwowe rozszerzają ofertę, coraz trudniejszy jest świadomy wybór

technologii oraz rodzaju modułu, oparty na przejrzystych danych z uwzględnieniem wpływu

różnych warunków środowiskowych na charakterystykę energetyczną modułów

fotowoltaicznych. Dodatkowo, wpływ każdego z czynników zewnętrznych na produkcję

energii często zależy od zastosowanej technologii.

Możliwe do przeprowadzenia badania umożliwią porównywanie modułów oferowanych

na rynku nie tylko z punktu widzenia ich mocy szczytowej, która staje się tylko głównym

wskaźnikiem sprzedażowym, ale także wpływu zaciemnienia czy zmiennej rezystancji

obwodu odciążenia.

1.3. Teza pracy

Zachodzi zależność między kątami pochylenia modułu fotowoltaicznego a jego

efektywnością działania. Dodatkowo efekt zacienienia modułu jest ważnym czynnikiem

eksploatacyjnym dla całej instalacji fotowoltaicznej.

W przypadku odpowiednio zaprojektowanego stanowiska badawczego możliwe

jest wyznaczanie charakterystyk użytkowych modułów fotowoltaicznych w różnych

warunkach środowiskowych.

1.4. Zakres pracy

Praca zawiera analizę możliwości wykorzystania instalacji fotowoltaicznych w Polsce

i na świecie. W treści zawarto podział i budowę typowych ogniw fotowoltaicznych oraz

całych instalacji fotowoltaicznych. W ramach realizacji pracy wykonano projekt i zbudowano

stanowisko do badań modułów fotowoltaicznych. Zaproponowano własną metodykę badań.

Na jej podstawie przeprowadzono badania charakterystyk użytkowych wybranego, badanego

modułu. Oprócz badań na stanowisku badawczym zrealizowano również symulację

komputerową z wykorzystaniem aplikacji PVSYST w wersji ewaluacyjnej 5.59. Pracę kończą

wnioski z badań i podsumowanie.

9

2. ROZWÓJ FOTOWOLTAIKI W POLSCE I NA ŚWIECIE

W pierwszej połowie XX wieku zainteresowanie energią słoneczną nie było duże ze

względu na bardzo niskie ceny surowców kopalnych. Począwszy od 1950 roku odnotowuje

się stopniowy rozwój prac związanych z zastosowaniem energii słonecznej. Badania zaczęto

prowadzić na Uniwersytecie Yale i w M.I.T. dotyczyły one płaskich kolektorów, fotochemii

i ogrzewania budynków. Podobne badania podjęto także w ZSRR i w Indiach [2][6][23][27].

Regularne sympozja, poza auspicjami międzynarodowych organizacji (UNESCO, ONZ),

prezentowały aktualny stan osiągnięć i zamierzeń dotyczących energii słonecznej. W 1973

roku kryzys energetyczny wpłynął na rozpoczęcie i rozwój licznych prac badawczych

i aplikacyjnych nakierowanych na budowę systemów słonecznych, mniej kosztownych

i bardziej sprawnych, wykorzystujących różne metody transformacji energii słonecznej.

W 1955 roku Western Electric Company przystąpiło do komercjalizacji licencji na

technologie produkcji krzemu fotowoltaicznego, od tej pory notuje się rozwój praktycznych

systemów PV do zasilania specjalistycznych urządzeń stosowanych do badań kosmicznych.

Dalszy rozwój ogniw fotowoltaicznych z krzemu krystalicznego doprowadził do uzyskania

odpowiednio dużej sprawności, aby umożliwić stosowanie ich jako generatory energii

elektrycznej.

Dla zobrazowania wieloletnich przedsięwzięć, związanych z rozwojem zastosowania

fotowoltaicznej przemiany energii słonecznej, może posłużyć mała chronologia fotowoltaiki

w Stanach Zjednoczonych [4][10][12][13]:

- początki lat pięćdziesiątych: opracowanie technologii fotowoltaicznej w Stanach

Zjednoczonych, wynalezienie komórki krzemowej w laboratoriach firmy Bell,

- 1958 rok: umówienia władz federalnych, dotyczące wykorzystania źródeł

fotowoltaicznych do zasilania satelit kosmicznych,

- 1973 rok: kryzys paliwowy, aktywizujący zainteresowania zastosowaniami

fotowoltaiki do potrzeb ziemskich,

- koniec lat siedemdziesiątych: zamówienia Departamentu Energii i ustalenie programu

rozwoju fotowoltaiki w dziedzinie budownictwa,

- 1978 rok: obniżenie o 10% podatków dla inwestycji dotyczących zastosowań

fotowoltaiki; Program Federalny przeznaczający 1,2 miliarda USD na 10 lat w celach

badań, rozwoju i zastosowań fotowoltaicznych przetworników energii słonecznej,

program komercjalizacji urządzeń fotowoltaicznych,

10

- 1980 rok: powstanie Corlisle House budynku wyposażonego w moduły

fotowoltaiczne Solarex (7,5 kW),

- 1981 rok: pierwsza cienkowarstwowa komórka fotowoltaiczna o sprawności

przekraczającej 10% (Kodak, Boeing),

- 1984 rok: cena modułów fotowoltaicznych spada poniżej 10 USD/WS,

- 1985 rok: powstanie elektrowni fotowoltaicznej o mocy 6 MWs w Carissa Plaints

(Południowa Kalifornia),

- 1989 rok: ustalenie działań skierowanych na poprawę sprawności i obniżenie ceny

przetworników fotowoltaicznych, powołanie konsorcjów z udziałem jednostek

publicznych i prywatnych,

- 1990 rok: przygotowanie projektu z udziałem władz rządowych i przemysłu,

mającego na celu rozbudowę bazy dla rozwoju produkcji systemów fotowoltaicznych,

- 1992 rok: uzyskanie komórki cienkowarstwowej o sprawności 5,9% (Uniwersytet

południowej Florydy), cena modułów fotowoltaicznych spada poniżej 5 USD/WS,

- 1993 rok: instalacja pierwszego systemu fotowoltaicznego połączonego z siecią (500

kW/h - światowy rekord sprawności przetworników fotowoltaicznych,

cienkowarstwowe 16% monokrystaliczne 30%),

- 1995 rok - Arnoco i Bnron anonsują zamiar wykorzystania modułów amorficznych do

zastosowań fotowoltaicznych na wielką skalę.

W 2000 roku Stany Zjednoczone realizują program Solar 2000, który dotyczy

wykorzystania energii odnawialnej. Jednym z głównych celów tego programu było

osiągnięcie mocy 1400 MW ze źródeł fotowoltaicznych, w tym 900 MW w USA i 500 MW

w innych państwach.

W ciągu ostatnich 10 lat, energetyka słoneczna to jedna z najszybciej rozwijających się

gałęzi światowej gospodarki, ze średnim rocznym tempem wzrostu powyżej 35%. Dynamika

wzrostu produkcji modułów fotowoltaicznych często przyrównywana jest do dynamiki

wzrostu przemysłu mikro-elektronicznego w początkowym okresie jego rozwoju PV jest

najdynamiczniej rozwijającym się sektorem obok informatyki i biotechnologii. Nawet w 2006

roku, gdy wystąpił chwilowy niedobór krzemu, zainstalowano więcej systemów PV niż

w latach poprzednich. Zakładając konserwatywny wzrost rynku na poziomie 25% rocznie,

w 2030 wartość przemysłu półprzewodnikowego związanego z sektorem PV przekroczy 175

bilionów Euro [5][6][7][21].

Przetwarzanie energii słonecznej w elektryczną sprawdza się obecnie w nowoczesnych

technologiach i jest stosowana na skalę przemysłową, i pozwala rozwiązywać kluczowe

11

problemy energetyczne w wielu rejonach świata. Rosnąca niezawodność i sprawność ogniw

fotowoltaicznych dochodząca już do 30% , a także długa żywotność (powyżej 20 lat), łatwość

obsługi, niskie koszty eksploatacji, walory ekologiczne i coraz niższa cena powodują

dynamiczny wzrost zapotrzebowania na źródła fotowoltaiczne w świecie oraz rozszerzenie

obszarów ich zastosowań. Zastosowania źródeł fotowoltaicznych, ograniczone niegdyś do

bardzo małych mocy, obejmują obecnie moce rzędu MW, które mogą zapewnić autonomię

zasilania lub być zintegrowane z rozwiązaniami tradycyjnymi [7][12].

Rys. 2.1. Rynek systemów fotowoltaicznych na świecie [14]

Rynek PV osiągnął już około 40 GW mocy zainstalowanej (Rys.2.1). Mimo tak

znaczącego przyrostu energia elektryczna wytwarzana przez źródła fotowoltaiczne stanowi

zaledwie niecały 1% światowej podaży energii. Przewiduje się, że w ogólnym zaopatrzeniu

energetycznym świata udział energii promieniowania słonecznego będzie systematycznie

wzrastał, a bezpośrednia zamiana tej energii będzie stanowić potencjalne przyszłościowe

źródła ekologiczne czystej energii. Według szacunków Międzynarodowej Agencji Energii, do

roku 2050 energia elektryczna wytwarzana przez instalacje fotowoltaiczne mogłaby wynosić

11% w skali globalnej [1][2].

Dzięki rozwiązaniom prawnym i administracyjnym wsparcie instalacji odnawialnych

źródeł energii w tym i fotowoltaiki przy użyciu programu feed-in tariff (FiT) spowodowały

dominację krajów europejskich w światowym rynku fotowoltaicznym.

Liderem tego rynku od lat są Niemcy, gdzie moc systemów fotowoltaicznych

zainstalowana wyniosła 17,3 GW w 2010r. - przewyższając roczny przyrost energetyki

wiatrowej! W krajach, które wprowadziły system FiT nast

zainstalowanych systemów fotowol

Rynek systemów fotowoltaicznych nowych p

w roku 2009 do 2165 MW w

Rys. 2.2. Procentowy udział wykorzystania energii pochodz

Prace nad wykorzystaniem fotowoltaicznych

od 1973 roku. Jednak nie s

rozwiniętych. Nadal ponad 75 proc. energii uzyskuje si

kosztem dużej emisji dwutlenków siarki, w

elektrownie zasilane wę

elektrycznej, a te zasilane w

pochodzących z procesów spalania w

rocznej jej produkcji w ilo

ton N02 [16][17].

Teoretyczne zasoby nie

i znacznie wykraczają

uwarunkowań, które ograniczaj

opłacalność ich stosowania przy danym po

jest także, aby stworzyć

odnawialne jako proekologiczne.

Sport -Turystyka

9%

Pompy wodne

7%

12

krajach, które wprowadziły system FiT nastąpił zauwa

nych systemów fotowoltaicznych.

Rynek systemów fotowoltaicznych nowych państw członkowskich UE wzrósł z

2165 MW w roku 2010 [9][10][12].

Procentowy udział wykorzystania energii pochodzącej ze źródeł fotowoltaicznych

Prace nad wykorzystaniem fotowoltaicznych źródeł energii w Pol

od 1973 roku. Jednak nie są one rozpowszechnione tak bardzo jak w krajach wysoko

ponad 75 proc. energii uzyskuje się przez spalanie paliw kopalnych,

isji dwutlenków siarki, węgla i azotu, a także py

węglem kamiennym produkują łącznie około 80 000 GWh energii

te zasilane węglem brunatnym ok. 50 000 GWh. Szacunk

procesów spalania węgla podczas produkcji energii elek

ilości 140 TWh, wynosi 1320 tys. ton S02, 370 tys. ton CO

zasoby niekonwencjonalnych źródeł energii w naszym kraju

ą poza zużycie wszystkich paliw kopalnych. Ist

, które ograniczają wykorzystanie tego potencjału. Przede wszystkim jest to

ich stosowania przy danym poziomie cen tradycyjnych ź

, aby stworzyć właściwe lobby w społeczeństwie, które promowa

odnawialne jako proekologiczne.

Systemy domowe

23%

Małe elektrownie

17%

Komunikacja11%

Pompy wodne

7%

Inne21%

krajach, które wprowadziły system FiT nastąpił zauważalny wzrost

stw członkowskich UE wzrósł z 485 MW

ródeł fotowoltaicznych [12][16]

Polsce prowadzone są już

one rozpowszechnione tak bardzo jak w krajach wysoko

przez spalanie paliw kopalnych,

że pyłu. Rocznie w Polsce

cznie około 80 000 GWh energii

Szacunkowa emisja gazów

gla podczas produkcji energii elektrycznej, przy

, 370 tys. ton CO2 i 400 tys.

naszym kraju są bardzo duże

ycie wszystkich paliw kopalnych. Istnieje jednak szereg

o potencjału. Przede wszystkim jest to

ziomie cen tradycyjnych źródeł energii, ale ważne

stwie, które promować będzie paliwa

Systemy domowe

23%

Średnie elektrownie

12%

13

Według danych przekazywanych przez Urząd Regulacji Energetyki, w Polsce

funkcjonuje 1,1 MW elektrowni PV, liczba ta jest przede wszystkim efektem uruchomienia

farmy słonecznej w Wierzchosławicach o mocy 1 MW [16][20].

Dane URE nie uwzględniają systemów fotowoltaicznych, które nie są podłączone do

sieci energetycznej, jednakże potencjał autonomicznych instalacji PV jest w naszym kraju

znikomy. Najczęściej są to małe samodzielne systemy wykorzystywane w telekomunikacji,

urządzeniach elektronicznych, rolniczych, sygnalizacji świetlnej drogowej i nawigacyjnej

morskiej. Sporadycznie używa się systemów fotowoltaicznych do zaopatrywania w energię

jachtów oraz domków letniskowych.

Ilość dostępnej energii słonecznej zależy od szerokości geograficznej, warunków

pogodowych, ukształtowania terenu, wysokości nad poziomem morza.

Polska znajduje się w rejonie, w którym warunki klimatyczne i naturalne nie są co

prawda optymalne do zastosowania urządzeń słonecznych, jednak pozwalają na znacznie

szersze niż obecnie wykorzystanie Słońca. W klimacie umiarkowanym średnia liczba godzin

słonecznych w ciągu roku wynosi 1600 h.

Rys. 2.3. Średnia roczna energia promieniowania słonecznego na 1m2 w Europie [18]

14

Długookresowe pomiary wykonywane przez IMGW wykazują, że średnie miesięczne

sumy całkowitego promieniowania słonecznego w Polsce są zróżnicowane. Wartość średnia

energii promieniowania słonecznego w czerwcu jest około 10 razy większa niż w grudniu,

przy czym w okresie wiosenno – letnim otrzymujemy 80% całorocznej energii

promieniowania. Wynika stąd możliwość instalacji takich rozwiązań systemów PV, których

maksymalne obciążenie przypada na okres wiosenno-letni.

Rys. 2.4. Średnia roczna energia promieniowania słonecznego na 1m2 w Polsce [18]

Roczne promieniowanie na terenie Polski wynosi od 980 do 1050 kWh/m2 i brak jest

istotnych różnic w docierającej energii dla różnych rejonów kraju, co przedstawiono na

15

rysunku 2.4. Uprzywilejowane jednak są rejony górskie ze względu na mniejszy

współczynnik AM oraz więcej słonecznych dni.

Przy sprawności transformacji fotowoltaicznej rzędu 13 – 17% w Polsce można uzyskać

z l m2 około 150 kWh/rok.

Rys. 2.5. Średnia miesięczna wartość promieniowania kWh/m2 dla Krakowa w porównaniu z Dakarem [16]

Szacunki mówią, że do 2030r. przy sprzyjających warunkach i wspieraniu ze strony

państwa (działania proekologiczne, ekonomiczne wspomaganie inwestycji opartych na

wykorzystaniu źródeł odnawialnych, obniżenie kosztów inwestycyjnych zespołów

wchodzących w skład linii technologicznych itp.) możliwy będzie 10-15% udział energii

odnawialnej w ogólnokrajowym bilansie energetycznym.

Polska zobowiązana jest uzyskać do końca 2020 roku 15% udział OŹE w krajowym

bilansie zużycia energii brutto, co może być jednak bardzo trudne do osiągnięcia Obrazuje to

rysunek 2.6. Krajowy Plan Działania przewiduje udział OŹE w zużyciu energii elektrycznej

brutto na poziomie 19.13%, dla porównania: Niemcy w 2009 mieli 16.3%. Założenia ramowe

w tym względzie wynikają z ogólnoświatowego programu działań przyjętego na konferencji

ONZ zwanej ,,Szczytem Ziemi” w Rio de Janeiro, gdzie 153 państwa (w tym Polska)

zobowiązały się do realizacji koncepcji ekorozwoju.

16

Rys. 2.6. Udział OŹE w zużyciu energii elektrycznej finalnej brutto w Polsce [16]

Rys. 2.7. Współczynniki korekcyjne jako element wsparcia rozwoju OŹE [22]

0

0,5

1

1,5

2

2,5

17

Obecnie w kraju trwają prace legislacyjne nad nową ustawą o odnawialnych źródłach

energii, której celem ma być optymalizacja systemu wsparcia oraz uporządkowanie

i uproszczenie przepisów prawa w zakresie wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych.

Najważniejsze zmiany proponowane w ustawie zakładają [16][19][22]:

- Uproszczone zasady prowadzenia działalności gospodarczej. Małe instalacje

(40-200kW) oraz mikro instalacje (do 40kW) nie będą musiały stanowić

działalności gospodarczej.

- Brak potrzeby uzyskania koncesji

- Uproszczone zasady przyłączania do sieci

- Współczynniki korekcyjne

- Preferencje dla podmiotów energochłonnych

- Obowiązek zakupu przez ZE energii z instalacji PV o mocy do 100kW po

określonej cenie.

- Certyfikację instalatorów OŹE

Rys. 2.8. Koszty produkcji energii elektrycznej wg. poszczególnych technologii OŹE (zł/MWh) [16]

18

Należy oczekiwać, że po wprowadzeniu ustawy o OŹE w Polsce również w naszym kraju

będziemy obserwować przyrost ilości systemów fotowoltaicznych.

W krajach zachodnioeuropejskich, położonych w warunkach klimatycznych zbliżonych

do warunków polskich, odnotowuje się bardzo szybki wzrost zapotrzebowania na źródła

fotowoltaiczne. Można, więc przewidywać, że wykorzystanie tych źródeł uzyska

odpowiednią rangę także w Polsce i znajdzie swój stosowny wyraz w programach nauczania

[1][2][6][18][22][24][34].

19

3. PODSTAWY TRANSFORMACJI FOTOWOLTAICZNEJ

3.1. Energia promieniowania słonecznego

Słońce emituje energię o mocy równej 3,86 ⋅ 1020 MW w każdej sekundzie z czego do

atmosfery ziemskiej dociera średnio 1,367 kW/m2. Podczas przejścia światła przez atmosferę

ziemską zachodzą zjawiska, które mają bezpośredni wpływ na ilość promieniowania

docierającego do powierzchni ziemi (Rys. 3.1 i 3.3), są to absorpcja, rozpraszanie, lokalne

zmiany w atmosferze jak i pora dnia i roku. W granicach 30% mocy promieniowania

docierającej do górnych warstw stratosfery jest absorbowane i odbijane a następnie dociera do

powierzchni jako promieniowanie rozproszone (ok. 23% promieniowania całkowitego) oraz

w postaci wiązki bezpośredniej (77%). Ilościowo efekty te zależą od lokalnego składu

atmosfery i drogi przebytej przez promieniowanie słoneczne. Droga ta zmienia się wraz z

porą dnia, roku i punktem położenia na powierzchni ziemi [14][15][16][29].

Rys. 3.1. Schemat absorpcji i rozproszenia światła słonecznego w atmosferze ziemskiej [16]

promieniowanie bezpośrednie:

- przenosi większość energii, kierunek padania jest istotny dla działania i projektowania

systemów PV

- dominuje barwa żółta (brak krótkich fal niebieskich rozpraszanych w atmosferze)

promieniowanie dyfuzyjne(rozproszone):

- pochodzi z całej hemisfery nieba, ma zabarwienie niebieskie ze względu na

rozpraszanie fal o większych energiach

- pozwala na działanie systemu PV podczas pochmurnych dni

20

promieniowanie odbite:

- średnia dla całej Ziemi wynosi 0,3

- niektóre materiały jak śnieg mają bardzo wysokie albedo: 0.82, trawa: 0.2, asfalt: 0.18,

budynki: 0.2

- w praktyce promieniowanie odbite nie jest użyteczne w systemach PV ze względu na

nieprzewidywalny kierunek odbicia

Światło emitowane przez słońce posiada temperaturę barwową 5800K ,a maksimum emisji

promieniowania występuje dla długości fali 500nm

Rozkład widmowy promieniowania docierającego do górnych części atmosfery ziemskiej

przedstawiono na (Rys.3.2), jako krzywa AM0. Masa optyczna atmosfery (AM) jest

stosunkiem długości drogi promieniowania przez atmosferę przy promieniowaniu padającym

pod określonym kątem do długości drogi przy przejściu przez atmosferę prostopadle do

powierzchni ziemi.

AM = ∝ (3.1)

Rozkłady widmowe na powierzchni ziemi dla różnych pozornych wysokości słońca

oznaczono: AM1, dla kąta αs =90° oraz AM2 dla kąta αs =30°.

Rys. 3.2. Natężenie promieniowania słonecznego na powierzchni ziemi w zależności od długości fali [13]

21

Rys. 3.3. Rodzaje promieniowania słonecznego na powierzchni ziemi [13]

Promieniowanie słoneczne docierające do powierzchni ziemi jest charakteryzowane

różnymi wielkościami, z których trzy mają istotne znaczenie w fotowoltaice.

Są to:

- gęstość strumienia promieniowania słonecznego (W/m2)

- nasłonecznienie (J/m2)

- usłonecznienie (h)

Gęstością promieniowania docierającą do dowolnie usytuowanego ogniwa słonecznego

nazywa się sumę energii promieniowania w całym zakresie długości fal, padającą na

jednostkę powierzchni. Odnosi się ona do promieniowania całkowitego.

Nasłonecznienie zwane również napromieniowaniem, jest energią promieniowania

słonecznego podającą na jednostkę powierzchni w ciągu określonego czasu (np.: godziny,

dnia, miesiąca, roku)

Usłonecznienie określa liczbę godzin z bezpośrednio widoczną tarczą słoneczną. Liczba

godzin słonecznych jest zmienna i zależna od położenia geograficznego. Dla obszaru Polski

liczba ta wacha się w granicach 1500-1650 godz./rok.

3.2. Pomiary energii promieniowania – Piranometr

Do określania mocy szczytowej ogniw fotowoltaicznych w standardowych warunkach

testowania (STC) posługujemy się całkowitym natężeniem promieniowania czyli gęstością

promieniowania, zwaną również irradiacją. Pomiaru dokonujemy za pomocą piranometru lub

ogniwa wzorcowego.

Piranometrem nazywamy przyrząd przeznaczony do pomiarów promieniowania

globalnego, dochodzącego do powierzchni płaskiej w ramach kąta bryłowego 2Π.

22

Przyrząd ten, wyposażony w osłonę od słońca, może mierzyć także promieniowanie

rozproszone. Energia promieniowania padającego na powierzchnię pomiarowe przetwornika

zamienia się w ciepło, a różnica temperatur między powierzchniami jest proporcjonalna do

energii zaabsorbowanej, ta z kolei powoduje powstanie napięcia elektrycznego. Najczęściej są

to generatory o powierzchni odbiorczej usytuowanej horyzontalnie. W przypadku ogniwa

wzorcowego pomiar natężenia promieniowania dokonywany jest na podstawie wyliczania

mocy jaką dostarcza ogniwo o ściśle określonych parametrach oraz powierzchni.

Rys. 3.4. a) Piranometr Kipp&Zonen cmp21, b) Ogniwo wzorcowe Tritec Spektron 300 [16]

3.3. Wpływ usytuowania ogniw na ich charakterystykę

Do czynników zewnętrznych, które wpływają na ilość energii elektrycznej pozyskiwanej

ze Słońca, zalicza się intensywność promieniowania, przejrzystość atmosfery i kąt padania

promieni słonecznych.

Czynnikiem, który ma znaczny wpływ na wydajność instalacji solarnych, jest

przezroczystość atmosfery. Para wodna w powietrzu, pyłki roślin oraz zanieczyszczenia

w postaci pyłów pochodzenia przemysłowego niekorzystnie zmieniają własności optyczne

powietrza, przy czym warto wspomnieć, że podczas miesięcy letnich przezroczystość jest

mniejsza ze względu na większą ilość pary wodnej.

Aby najefektywniej wykorzystać energię słoneczną docierającą do powierzchni modułów

fotowoltaicznych, należy uwzględnić odpowiednie ich usytuowanie względem stron świata

i nachylenia do poziomu, aby uzyskać optymalny kąt padania promieni słonecznych.

Największe nasłonecznienie przyjmuje płaszczyzna ustawiona w stosunku do pozornego

ruchu słońca tak, aby promienie padały na nią prostopadle.

Optymalną pozycją funkcjonowania przetworników słonecznych w środkowo-

europejskich szerokościach geograficznych jest orientacja powierzchni absorbującej na

południe i nachylenie jej do płaszczyzny

szerokości geograficznej.

Rys. 3.5. Zależność kąta padania promieniowania słonecznego od

Kąty oznaczone na rys.

β – pochylenie ogniwa wzgl

γ – azymut ogniwa

γs – azymut słoneczny

θβ – kąt padania promieniowania na powierzchnie ogniwa

θz – kąt zenitu

αs – wysokość słoń

23

nachylenie jej do płaszczyzny horyzontalnej pod k

ci geograficznej.

ść ąta padania promieniowania słonecznego od szerokości geograficznej

Rys. 3.6. Geometria układu słońce – ogniwo PV [13]

ty oznaczone na rys. 3.6 to:

pochylenie ogniwa względem horyzontu

azymut ogniwa

azymut słoneczny

t padania promieniowania na powierzchnie ogniwa

słońca

pod kątem odpowiadającym

ści geograficznej i pory roku [16]

[13]

24

Dla systemów funkcjonujących cały rok, uzasadniona jest zmiana kąta nachyleń ogniw

fotowoltaicznych stosownie do pory roku, ze względu na zmianę promieniowania globalnego.

W Europie Centralnej, w okresie kwiecień – sierpień, optymalny kąt nachylenia to 30°.

Praktycznie kąty nachylenia między 30 i 45° okazują się najbardziej korzystne,

aczkolwiek w zależności od okresu użytkowania mogą mieć także zastosowanie kąty

nachylenia zawarte między 25 i 70°.

3.4. Mechanizm efektu fotowoltaicznego

Zasada działania ogniwa fotowoltaicznego opiera się na absorpcji promieniowania

świetlnego docierającego do odpowiednio ukształtowanej struktury z krzemu, która stanowi

w zasadzie diodę półprzewodnikową, czyli jedno złącze P-N. Ilościowo absorpcja określona

jest tzw. współczynnikiem absorpcji α(λ), który oznacza odwrotność grubości

półprzewodnika, w której moc promieniowania zmniejsza się e - krotnie. W celu wyjaśnienia

mechanizmów wewnętrznego zjawiska fotoelektrycznego, które jest podstawą foto-konwersji,

należy posłużyć się kwantową teorią promieniowania świetlnego. Zakłada ona, że światło to

strumień fotonów, z których każdy niesie ze sobą pewien kwant energii (3.2).

E = hf= (3.2)

gdzie:

h – stała Plancka (6,6*10-34 J/s)

f, λ – częstotliwość i długość fali promieniowania

c – prędkość światła w próżni (3*108 m/s)

Energia promieniowania elektromagnetycznego przede wszystkim w spektrum światła

widzialnego powoduje wybijanie w półprzewodnikach elektronów z pasma walencyjnego na

poziom przewodnictwa. W miejscu wybitego wiązania w sieci krystalicznej elektronu (-)

powstaje dziura (+). Dziura rekombinuje z elektronem z sąsiedniego węzła sieci krystalicznej

w którym powstaje nowa dziura. W przewodniku typu P jest przewaga dziur, natomiast

w typu N jest przewaga elektronów. Do struktury krystalicznej materiału bazowego

np. krzemu, wprowadzane są atomy o charakterze donorów (np. fosfor – typ N) lub

akceptorów (np. bor – typ P). Na styku tych dwóch półprzewodników tworzy się bariera

zaporowa, w wyniku pierwotnej rekombinacji – ujemna w obszarze typu P i dodatnia

25

w obszarze typu N. W nieoświetlonym złączu P-N dziury przemieszczają na lewo i płynie

niewielki wsteczny prąd dyfuzyjny Id (Rys.3.7b).

Rys. 3.7. Mechanizm fotowoltaiczny, a) mechanizm powstawania dziur, b) wsteczny prąd szczątkowy

dyfuzyjny(bez oświetlenia), c) przepływ prądu(oświetlenie)

Fotony padające na złącze PN o energii większej niż szerokość przerwy energetycznej

półprzewodnika, powodują powstanie w tym miejscu pary elektron – dziura (-) i (+). Pole

elektryczne wokół półprzewodnika przesuwa nośniki różnych znaków w przeciwne strony,

dziury do obszaru P, a elektrony do obszaru N, co powoduje powstanie zewnętrznego

napięcia elektrycznego na złączu – efekt fotowoltaiczny. Rozdzielone ładunki są nośnikami

nadmiarowymi o nieskończonym czasie życia, napięcie na złączu PN jest stałe i złącze działa

jak ogniwo elektryczne (Rys. 3.7c).

Padający na ogniwo foton nie może mieć jednak zbyt małej energii gdyż, nie wybije

elektronu z powłoki walencyjnej. Także fotony o energii przewyższającej barierę potencjału

nie są w pełni użyteczne, gdyż jedynie cześć ich energii będzie wykorzystana, i właśnie tu

leży problem nie wielkiej sprawności ogniw PV. Najbardziej wydajne będące obecnie

w produkcji osiągają sprawność rzędu 20%.

26

Producenci ogniw fotowoltaicznych podają zazwyczaj spektrum promieniowania,

w którego przedziale następuje konwersja promieniowania słonecznego na elektryczność.

Rys. 3.8. Zakres spektrum promieniowania w jakim zachodzi efekt fotowoltaiczny [16]

Na powyższym wykresie widać, że nawet w przypadku „wysoce sprawnego” krzemu

konwersja promieniowania słonecznego na energię elektryczną zachodzi głównie w części

widzialnej promieniowania słonecznego (od 300 – 1200 nm ) dodatkowo nawet w tym

wąskim zakresie konwersja nie wynosi 100%.

Wzór (3.2) dla promieniowania słonecznego można uprościć do postaci:

E = (3.3)

Korzystając z wykresu (Rys.3.8) oraz równania (3.3) wynika, że:

- maksymalna energia, jaką mogą mieć fotony to 4.1 eV – konwersja poniżej 20%

- efektywna konwersja (ponad 90%) - zachodzi jedynie w przedziale 1,77eV – 1.3eV,

a dokonać może tego promieniowanie o długości fali 700-950 nm. Warunek ten spełnia

jedynie ok. 30% promieniowania słonecznego docierającego do powierzchni Ziemi.

- konwersja zanika, gdy elektrony mają energię mniejszą niż 1.1eV [12][13][15][17][26].

27

4. BUDOWA OGNIW I MODUŁÓW FOTOWOLTAICZNYCH

Technologie wytwarzania ogniw fotowoltaicznych w ostatnim dziesięcioleciu rozwijają

się niezwykle intensywnie i stają się coraz bardziej znaczącym przemysłem w świecie. Ciągle

poszukuje się nowych materiałów i nowych metod wytwarzania zmierzających przede

wszystkim do podniesienia sprawności energetycznej fotoogniw, jak i znaczącego obniżenia

ich ceny.

Rys. 4.1. Udział poszczególnych technologii na rynku PV w 2009r. [16]

Podstawowym materiałem stosowanym obecnie do produkcji ogniw fotowoltaicznych

jest krzem. Za jego stosowaniem przemawiają pewne charakterystyczne właściwości:

- jest najbardziej znanym materiałem półprzewodnikowym,

- jest relatywnie tani i łatwo dostępny,

- bardzo dobrze opanowana technologia wytwarzania krzemu krystalicznego,

- akceptowalny stosunek ceny do sprawności modułów,

- wysoka trwałość struktur krystalicznych.

Budowa typowego ogniwa fotowoltaicznego przypomina konstrukcją diodę. Ogniwa

w których obie warstwy (p i n) wykonano z tego samego materiału (np. z pojedynczego

kryształu krzemu), nazywane są ogniwami mono krystalicznymi o homozłączu p-n (tzn. obie

struktury p i n wykonano z tego samego półprzewodnika). Ogniwa budowane z wielu

kryształów tego samego materiału nazywamy ogniwami polikrystalicznymi z homozłączem,

a gdy warstwy p i n są wykonane z wielu kryształów różnych materiałów - ogniwami

polikrystalicznymi z heterozłączem.

28

Rys. 4.2. Szacowana wielkość produkcji do roku 2014 [mat.szkoleniowe]

Rys. 4.3. Budowa ogniwa fotowoltaicznego [13]

Ogniwa PV mogą być również budowane z materiałów bezpostaciowych, w których nie

występuje uporządkowanie atomów takie jak w sieci krystalicznej, zwanych amorficznymi.

Mogą one mieć wiązania wysycone atomami wodoru z homozłączem, np. a-Si:H, lub z

heterozłączem, np. a-SiGe lub a-SiC.

Coraz większego znaczenia nabierają ogniwa cienkowarstwowe o grubości rzędu kilku

mikrometrów, elastyczne i półprzeźroczyste na bazie heterostruktury CIS/CdS. Obecnie

najwyższą sprawność w warunkach laboratoryjnych (ok 30%) uzyskują ogniwa wykonane na

bazie arsenku galu, których sprawność jest dodatkowo słabo zależna od temperatury, co

stwarza szansę na stosowanie koncentratorów promieniowania i zmniejszenie gabarytów

modułów i paneli PV.

Według ogólnej klasyfikacji dzielimy ogniwa na trzy generacje:

Ogniwa fotowoltaiczne I generacji są produkowane na bazie płytek krystalicznego krzemu

(aktualnie ok. 82% całej światowej produkcji ogniw PV). Główne zalety krzemu to:

29

powszechność występowania, dobrze dopasowana dla konwersji fotowoltaicznej przerwa

energetyczna oraz jego nietoksyczność. Sprawność takich ogniw dochodzi do 22%,

a szacunkowy koszt to ok. 1,5 $/W.

Ogniwa PV II generacji to tańsze w produkcji ogniwa cienkowarstwowe, które mogą być

produkowane z krzemu amorficznego (a-Si:H), polikrystalicznego telurku kadmu (CdTe), czy

też polikrystalicznych warstw CIS. Sprawność ogniw II generacji jest niższa i wynosi 10-

15%, a szacunkowy koszt to ok. 1 $/W. Pewną niedogodnością ogniw z krzemu amorficznego

jest występujący w nich efekt degradacyjny polegający na tym, że po kilku dniach od ich

wykonania następuje znaczący spadek sprawności -- nawet do 20%.

Ogniwa III generacji mogą być jeszcze tańsze (poniżej 0,5 $/W), jeśli będą produkowane

w technologii cienkowarstwowej tandemowej, czyi składające się z dwóch lub więcej

materiałów o różnych przerwach energetycznych, z których każdy absorbuje tę część

promieniowania słonecznego, którą może najskuteczniej zamienić na energię elektryczną.

Najczęściej są stosowane trójskładnikowe ogniwa na bazie krzemu amorficznego z wodorem

i stopów z germanem.

Rys. 4.4. Sprawności oraz ceny technologii PV w 2011r. [16]

4.1. Ogniwa monokrystaliczne

Krzem krystaliczny w naturze nie występuje. Wytwarza się go różnymi metodami, także

dość często klasyczną już metodą, opracowaną przez polskiego uczonego prof. Jana

Czochralskiego. Metoda ta polega na wyciąganiu zarodzi monokrystalicznej z ciekłego

krzemu z dodatkiem boru. Taki monokryształ, najczęściej formowany do postaci walca,

30

zostaje pocięty na płytki (typu P) o grubości 0,30 mm i promieniu od kilku do kilkunastu

centymetrów. W cienkiej warstwie powierzchniowej wytwarza się przez dyfuzję fosforu

obszar typu N. Położenie obszaru złącza p-n jest istotne, ponieważ generacja par elektron-

dziura i separacja nośników ładunku zachodzi właśnie w złączu p-n. Jeśli obszar ten

znajdowałby się zbyt blisko powierzchni, to prawie cały strumień światła zostałby

zaabsorbowany dopiero po przejściu przez obszar złącza, co znacząco wpłynęło by na

obniżenie sprawności konwersji. Z uwagi na to, że współczynnik odbicia światła dla krzemu

wynosi od 33 do 54%, osadza się na powierzchni aktywnej warstwę przeciw odbiciową.

Innym sposobem zmniejszającym odbicia jest teksturowanie powierzchni dzięki czemu odbite

światło ma szanse jeszcze raz zostać zaabsorbowane. Powoduje to zwiększenie napięcia

otwartego obwodu.

Takie ogniwo wykonane z jednego monolitycznego kryształu krzemu charakteryzuje się

wysoką sprawnością zazwyczaj 18-22% oraz stosunkowo wysoką ceną.

Rys. 4.5. Wygląd ogniwa monokrystalicznego [26]

4.2. Ogniwa polikrystaliczne

Materiałem wyjściowym do produkcji komórek polikrystalicznych jest blok krzemu

o masie około 100 kg, uformowany w piecu w wyniku procesów topnienia i krystalizacji

ukierunkowanej. Procesom tym towarzyszy etap wprowadzania domieszek. Blok jest

następnie dzielony na bryły, które po obróbce i selekcji są cięte na kwadratowe płytki o gru-

bości mniejszej od 0,2 mm. W trakcie cięcia, za pomocą drutu o średnicy mniejszej od 0,15

mm, są jednocześnie szlifowane powierzchnie płytek. Dalsza obróbka płytek jest złożona

z wielu etapów i obejmuje m.in.:

- szlifowanie, uwidaczniające strukturę krystaliczną,

- nałożenie elektrod metodą seriografii,

- nałożenie warstwy antyrefleksyjnej, zwiększającej ilość zaabsorbowanego światła.

31

Rys. 4.6. Wygląd ogniwa polikrystalicznego [26]

Układy krzemowe charakteryzują się sprawnością w przedziale 14-18% oraz

umiarkowaną ceną. Zazwyczaj posiada charakterystyczny niebieski kolor i wyraźnie

zarysowane kryształy krzemu.

Do wad ogniw mono oraz polikrystalicznych możemy zaliczyć:

- skośną przerwę energetyczna, przez co bardzo słabą absorpcją światła,

- dochodzimy do granicy maksymalnej teoretycznej sprawności,

- moduły krzemowe są droższe w produkcji,

- powszechne wykorzystanie krzemu przez różne gałęzie przemysłu, utrzymuje cenę

materiału na stosunkowo wysokim poziomie.

4.3. Ogniwa amorficzne

Technologia nakładania cienkich warstw krzemu amorficznego rozwinęła się w latach

siedemdziesiątych, głównie dla zastosowań w mikroelektronice, a obecnie stosowana jest do

produkcji ogniw fotowoltaicznych z krzemu amorficznego wodorowanego (a-Si:H). Ogniwa

tego typu mają niższy współczynnik sprawności niż wykonane z krzemu krystalicznego,

w przedziale 8-12%, ale jednocześnie ich koszt produkcji jest niższy. Ich produkcja polega na

nakładaniu cienkich warstw na szkle, stali nierdzewnej lub tworzywie sztucznym Proces

wytwarzania jest prosty i łatwy do zautomatyzowania. Przebiega szybko przy małym zużyciu

materiałów i znacząco niższym zużyciu energii.

Ogniwa z krzemu amorficznego posiadają jednak kilka wad:

- stopniowe zmniejszenie początkowego współczynnika sprawności w wyniku działania

promieniowania słonecznego,

- relatywnie niska sprawność.

32

Rys. 4.7. Wygląd ogniwa amorficznego [26]

W początkowym okresie produkcji ogniw z krzemu amorficznego degradacja ich

sprawności w pierwszym okresie eksploatacji wynosiła nawet 50%. Obecnie nie przekracza

10% co świadczy o ogromnym postępie w wytwarzaniu tego typu ogniw.

Problem niskiej sprawności rozwiązano wprowadzając konstrukcję wielozłączowe,

zawierające materiały ułożone jeden na drugim i absorbujące różne części spektrum

promieniowania. Zapewniło to uzyskanie wysokich sprawności 17-24%.

4.4. Ogniwa cienkowarstwowe CI(G)S i CdTe

W odróżnieniu od ogniw produkowanych z wykorzystaniem tradycyjnych

półprzewodników, ogniwa CI(G)S i CdTe pozbawione są złącza p-n. Do produkcji ogniw

cienkowarstwowych stosuje się obecnie następujące materiały:

• krzem amorficzny wodorowany (a-Si:H)

• dwuselenek miedziowo-indowy (CuInSe2 lub CI(G)S)

• siarczek kadmu/tellurek kadmu (CdS/CdTe)

Niezależnie od rodzaju warstwy półprzewodnikowej (amorficznej lub krystalicznej)

nazwa „ogniwo cienkowarstwowe" wywodzi się z grubości warstwy półprzewodnika.

Odkrycie w 1975 r. na Uniwersytecie Dundee właściwości krzemu bezpostaciowego

wodorowanego, który posiada współczynnik absorpcji światła słonecznego znacznie większy

niż krzem krystaliczny, wzbudziło ogromne zainteresowanie i aktywność w tej nowej

dziedzinie technologii.

Najlepszym obecnie pod względem sprawności materiałem do produkcji ogniw

fotowoltaicznych jest arsenek galu (GaAs), osiągający sprawność na poziomie 35%.

Technologia bazująca na arsenku galu jest jednak najdroższą z technologii wytwarzania

ogniw. Panuje przekonanie, że technologia a-Si będzie najbardziej znaczącą metodą produkcji

fotoogniw w najbliższym dziesięcioleciu. Argumentami przemawiającymi za nią jest czas

33

zwrotu poniesionych nakładów finansowych wyrażonych w ilości dostarczonej energii. Czas

ten jest znacznie krótszy niż dla technologii krystalicznych.

Technologia cienkowarstwowa posiada wiele zalet np.:

- Mniejsze zużycie materiałów (nawet 300x)

- Mniejsze koszta produkcji (temperatury, procesy technologiczne)

- Duża przepustowość / automatyzacja produkcji

- Prosta przerwa energetyczna, najlepsze współczynniki absorpcji

- Elastyczność wielkości ogniw / modułów

- Półprzezroczystość ( zastosowanie w BIPV)

- Cena

Ale także wady takie jak:

- Dużo mniejsze sprawności (a-Si)

- Mniejsza żywotność ok 10 lat

A w przypadku CdTe:

- Toksyczność składników

- Brak elastycznych podłoży

- Duże inwestycje przeznaczone na rozwój technologii

Rys. 4.8. Wygląd ogniwa cienkowarstwowego [26]

Rys. 4.9. Przegląd technologii cienkowarstwowych [16]

34

Typ ogniwa

Wg badań laboratoryjnych Produkcja

η

[%]

Uoc

[V]

Isc

[mA*cm-2]

FF

[%]

η

[%]

Si

monokrystaliczne 24,8 0,71 42,2 82,8 15-18

Si

polikrystaliczne 19,8 0,65 38,1 79,5 13-16

CIS 18,4 0,67 35,7 77,1 7-10

CdTe 16,5 0,85 26,1 75,5 7

GaAs 25,1 1,02 16,1 81,9 27-28

Tabela 1. Parametry typowych ogniw PV [13]

Rys. 4.10. Uzyski w miesiącu zimowym i wiosennych w zależności od użytej technologii [16]

Jako ciekawostkę natomiast można podać, że od niedawna „Naukowcy z Narodowego

Laboratorium Energii Odnawialnej w USA (National Renewable Energy Laboratory - NREL)

wspólnie z firmą New Energy Technologies pracują nad przezroczystymi modułami

fotowoltaicznymi. Na razie panele mają powierzchnię 170 cm2, ale jeśli zastosowana

technologia będzie mogła być wykorzystana do produkcji większych modułów, można

spodziewać się, że wkrótce wynalazek ten zastąpi w naszych domach okna. Każda szyba

byłaby jednocześnie generatorem energii elektrycznej. Nowy moduł stanowi przełom

w produkcji organicznych ogniw fotowoltaicznych W przeciwieństwie do konwencjonalnej

35

techniki solarnej, opartej na krzemie, komórki OPV mogą być wykonane z różnych

niedrogich tworzyw sztucznych - wytwarzane w postaci ciekłej są następnie rozpylane”.

Na razie nie jest to bardzo wydajne źródło energii, jednak niskie koszty instalacji

w porównaniu do pozostałych technologii solarnych sprawiają, że możliwość zastąpienia

zwykłych szyb przezroczystymi modułami fotowoltaicznymi może być bardzo ciekawym

rozwiązaniem [24].

4.5. Budowa modułu fotowoltaicznego

Najważniejszym elementem systemu fotowoltaicznego jest moduł PV, który jest

zbudowany z pojedynczych ogniw. Jak już wspomniano produkcja najczęściej spotykanych

ogniw bazuje na krzemie krystalicznym i polikrystalicznym. Pojedyncze ogniwo dostarcza

mocy elektrycznej na poziomie 2W do 4W, co jest wartością bardzo małą, oprócz tego

napięcie jednego ogniwa wynosi od ok.0,5V do 2V i jest nie wystarczające do zasilania

różnych urządzeń elektrycznych. Dla uzyskania odpowiednio dużych napięć oraz prądów

konieczne jest łączenie ze sobą ogniw szeregowo i/lub równolegle (Rys.4.12a, b, c).

Najbardziej rozpowszechnione moduły PV zawierają od kilkunastu do kilkudziesięciu

ogniw, a ich moc wacha się w zakresie od kilku do kilkuset watów. Moc takiego modułu

wyraża się jako moc szczytowa, uzyskiwana w warunkach standardowych (STC).

Po połączeniu ogniwa PV laminuje się w celu ochrony przed uszkodzeniem. Metoda

laminacji zależy od technologii wytwarzania ogniwa oraz rodzaju modułu. Całość musi być

odporna na wahania temperatury oraz inne czynniki środowiskowe. Budowę modułu

w sposób poglądowy pokazano na rysunku (4.11).

Rys. 4.11. Budowa modułu fotowoltaicznego [16]

36

W procesie laminacji połączone wcześniej ogniwa umieszcza się pomiędzy dwoma

warstwami cienkiej folii EVA, od góry przykładana jest szyba, a od spodu również szyba lub

folia kompozytowa, akrylowa, metalowa.

Aby zapewnić wymaganą moc wyjściową generatora fotowoltaicznego, kilka modułów

lub łańcuchów można połączyć równolegle, zwiększając w ten sposób prąd wyjściowy.

Dzięki takiemu łączeniu modułów można projektować generatory o mocach od kilku watów,

aż do megawatów.

Połączenie szeregowe wykonuje się w celu uzyskania wyższego napięcia. Połączenie to

ma jednak jedną wadę, najsłabsze ogniwo determinuje jakość całego łańcucha. Prąd płynący

przez wszystkie ogniwa jest jednakowy, a wypadkowe napięcie jest sumą napięć na

poszczególnych ogniwach.

Rys. 4.12a. Połączenie szeregowe ogniw PV i wpływ na wypadkową charakterystyką I-U [13]

Połączenie równoległe stosujemy wówczas, gdy potrzebny jest większy prąd. Przy takim

połączeniu na wszystkich ogniwach jest takie samo napięci, natomiast wypadkowy prąd jest

sumą prądów poszczególnych ogniw. W połączeniu równoległym zacienienie jednego ogniwa

nie wpływa tak negatywnie na charakterystykę jak w przypadku połączenia szeregowego.

37

Rys. 4.12b. Połączenie równoległe ogniw PV i wpływ na wypadkową charakterystyką I-U [13]

Rys. 4.12c. Połączenie szeregowo - równoległe ogniw PV i wpływ na wypadkową charakterystyką I-U [13]

W przypadku połączeń szeregowo – równoległych przebiegi charakterystyk prądowo –

napięciowych są różnego rodzaju kombinacjami, ich kształt i punkty charakterystyczne zależą

od liczby połączonych ze sobą ogniw i sposobu ich połączenia. Wszystko zależy od tego jakie

parametry ma mieć moduł PV. Na rysunku (4.12c) przedstawiono przykładowe połączenie

dziewięciu ogniw (połączone równolegle trzy łańcuchy modułów połączonych szeregowo)

38

oraz charakterystykę na której można prześledzić wpływ poszczególnych połączeń na

charakterystykę całego modułu.

Sposób łączenia ogniw fotowoltaicznych w modułach zależy od producenta i wynika

z założeń projektowych do wyjściowych parametrów elektrycznych modułu. Istotnym

problemem, w szczególności przy połączeniu szeregowym, jest częściowe zacienienie, które

powinno być wyeliminowane w jak najwyższym stopniu. Jeżeli choć jedno ogniwo modułu

zostanie zacienione, to napięcie na tym ogniwie zmienia kierunek polaryzacji i ogniwo takie

staje się dla pozostałych obciążeniem. Złącze zacienionego ogniwa może ulec przebiciu już

przy kilku woltach. Zjawisko przebicia występuje zazwyczaj na małej powierzchni, co

powoduje powstawanie tzw. „gorących punktów". Punkty te charakteryzują się małymi

białymi plamami tworzącymi się na powierzchni ogniwa. Są to uszkodzenia o charakterze

trwałym. Bezpośrednim powodem powstawania „gorących punktów" jest wydzielanie ciepła,

któremu towarzyszy znaczny lokalny wzrost temperatury. Ze względu na to, że w praktyce

zacienienia nie da się w 100% wyeliminować, zabezpiecza się moduły przed uszkodzeniem

przez stosowanie diod bocznikujących. Podczas normalnej pracy diody te są spolaryzowane w

kierunku zaporowym i nie powodują żadnych strat mocy. Podczas zacienienia ogniwa zostają

spolaryzowane w kierunku przewodzenia i prąd generowany przez pozostałą część ogniwa

zaczyna przez nie płynąć, omijając zacienione ogniwa. Ideałem byłoby bocznikowanie

każdego ogniwa i tak sie robi w zastosowaniach kosmicznych, jednak w praktyce naziemnej

bocznikuje się najczęściej grupy 15-20 ogniw. Ważne jest aby diody miały odpowiednie

warunki do odprowadzania ciepła oraz żeby nie uległy uszkodzeniu podczas długotrwałego

częściowego zacienienia.

Na rysunku 4.13 przedstawiono wpływ dwóch diod bypass, które zamontowano dla

każdych z 18 ogniw w typowym 36-ogniwowym module PV. Zacieniono tylko 1 ogniwo

w 75% jego powierzchni. Pomiar pełnej charakterystyki identyfikuje zacienienie i ewentualne

uszkodzenie ogniwa PV. W połączeniu równoległym wpływ zacienienia na charakterystyki I-

U modułu jest zdecydowanie mniejszy. Nie ma tu niebezpieczeństwa, że zacienione ogniwa

zostaną nadmiernie obciążone prądem wstecznym generowanym przez pozostałe ogniwa. Nie

ma potrzeby używania diod bocznikujących podłączonych równolegle do poszczególnych

łańcuchów ogniw modułu jeżeli moduły spełniają wymagania klasy ochronnej II i jeżeli ich

napięcia niezwiązane z obciążeniem różnią się między sobą o mniej niż 5%.

W zastosowaniach niskonapięciowych można diod nie stosować. [4][11][13][26].

39

Rys. 4.13. Wpływ diody bocznikującej na charakterystykę I-U modułu PV [16]

40

5. RODZAJE INSTALACJI FOTOWOLTAICZNYCH

Klasyfikacja systemów fotowoltaicznych z jakimi można się obecnie spotkać jest

problemem złożonym choćby ze względu na konieczność wyboru rozsądnych kryteriów,

według których jej dokonamy.

Najbardziej ogólnie można jednak instalacje fotowoltaiczne podzielić na dwie grupy:

- Instalacje sprzężone z siecią energetyczną (on-grid)

- Instalacje autonomiczne, wyspowe, nie dołączone do sieci (off-grid)

W obrębie dwóch wymienionych wyżej grup można dokonywać dalszych podziałów

choćby ze względu na moc (instalacje rozproszone, zcentralizowane), w dalszej części

zajmiemy się jednak tylko podstawowym podziałem.

Generalnie można stwierdzić, że każda instalacja fotowoltaiczna składa się z modułu PV,

odbiornika energii oraz, w zależności od konfiguracji i zastosowania, odpowiednich urządzeń

pomocniczych, takich jak: akumulatory, regulator ładowania, regulator napięcia, falownik

oraz inne urządzenia pomiarowe i sterujące.

5.1. Instalacje sprzężone z siecią energetyczną

Instalacje współpracujące z siecią energetyczną składają się z modułów fotowoltaicznych

podłączonych do sieci poprzez falownik. Instalacje tego typu na ogół nie wymagają

instalowania akumulatorów, a ich moc może być dowolnie formowana. Cała energia

generowana przez moduły PV jest przyjmowana do sieci elektroenergetycznej. W przypadku

małych instalacji przydomowych, pojawiają się okresy w których występują nadwyżki

energii, które mogą być sprzedane.

Zależnie od ceny energii sprzedawanej i kupowanej, instalacje on-grid mogą być

dołączone do sieci na dwa różne sposoby. Jeżeli cena energii sprzedawanej z systemu PV do

sieci jest wyższa od ceny zakupu to lepiej jest całą wytworzoną energię sprzedać, a instalacje

wewnętrzną budynku zasilać z oddzielnego przyłącza (Rys.5.1a). W odwrotnym przypadku

bardziej opłaca się zasilać instalacje wewnętrzną z systemu fotowoltaicznego, a jedynie

nadwyżki sprzedawać do sieci (Rys.5.1b). Gdy zapotrzebowanie na energie jest wyższe niż to

co jest w stanie zapewnić instalacja fotowoltaiczna, niedobór ten zostanie pokryty przez sieć

energetyczną. Rozwiązanie takie stosuje się w celu zmniejszenia kosztów energii w budynku

oraz stanowią one niezależne duże elektrownie fotowoltaiczne.

41

1 – moduły PV, 2 – falownik, 3 – licznik energii oddawanej do sieci, 4 – licznik energii pobieranej z sieci,

5 – odbiorniki energii (instalacja elektryczna w budynku)

Rys. 5.1a. Instalacja typu on-grid dostarczająca energie bezpośrednio do sieci [opracowanie własne]

1 – moduły PV, 2 – falownik, 3 – licznik energii oddawanej do sieci, 4 – licznik energii pobieranej z sieci,

5 – odbiorniki energii (instalacja elektryczna w budynku)

Rys. 5.1b. Instalacja typu on-grid dostarczająca energie bezpośrednio do budynku [opracowanie własne]

5.2. Instalacje autonomiczne / wyspowe

Instalacja autonomiczna / wyspowa, nie posiada połączenia z siecią

elektroenergetyczną. W tym przypadku nadwyżki energii elektrycznej są magazynowane

w akumulatorach w celu jej późniejszego wykorzystania (np. wieczorem) oraz mogą zasilać

bezpośrednio odbiorniki prądu stałego. Instalacje autonomiczne najczęściej stosowane są do

zasilania urządzeń wszędzie tam gdzie nie uzasadnione ekonomicznie jest wykonywanie

42

przyłącza energetycznego, ale mogą pracować także w obecności sieci i służyć jako awaryjne

źródło zasilania.

W skład systemu autonomicznego wchodzi moduł fotowoltaiczny, akumulatory,

regulator ładowania (Rys.5.2a) oraz jeżeli system ma zasilać odbiorniki zmiennoprądowe,

także falownik (Rys.5.2b). Często również do systemu autonomicznego dołączone są

dodatkowe źródła energii (generator spalinowy, turbina wiatrowa) aby zapewnić stały poziom

naładowania akumulatorów. Ze względu na konieczność stosowania akumulatorów, i

późniejszego ich serwisowania, koszty budowy oraz eksploatacji instalacji typu off grid są

znacznie wyższe od instalacji on grid.

1 – moduły PV, 2 – regulator ładowania, 3 – bateria akumulatorów, 4 – odbiorniki stałoprądowe

Rys. 5.2a. Instalacja autonomiczna zasilająca odbiorniki DC [opracowanie własne]

1 – moduły PV, 2 – regulator ładowania, 3 – bateria akumulatorów, 4 – falownik,

5 – odbiorniki zmiennoprądowe

Rys. 5.2b. Instalacja autonomiczna zasilająca odbiorniki AC [opracowanie własne]

43

5.3. Urządzenia pomocnicze do systemów fotowoltaicznych

W skład systemu fotowoltaicznego w zależności od konfiguracji i zastosowania, wchodzą

różne urządzenia pomocnicze, takie jak: akumulatory, regulator ładowania, falownik

(inwerter) oraz inne urządzenia monitorujące parametry.

Akumulator – stosowany jest najczęściej w systemach off-grid, służy do gromadzenia

energii i zapewnia jej stały dopływ w nocy czy przy słabym nasłonecznieniu. Zwykle

stosowane są akumulatory niklomo-kadmowe, niklowo-wodorkowe czy litowo-jonowe,

rzadziej kwasowo-ołowiowe. Akumulatory do systemów PV powinny być przystosowane do

głębokiego rozładowania i mieć żywotność przynajmniej 8 lat.

Regulator ładowania – służy do regulacji procesu ładowania chroniąc akumulator przed

zbyt głębokim rozładowaniem lub przeładowaniem. Dobry kontroler potrafi ograniczać

głębokość i sztywność rozładowania odpowiednio do temperatury pracy akumulatora, nie

dopuszczając do obniżenia napięcia znamionowego poniżej granicy głębokiego rozładowania.

Odłącza również akumulator od źródła zasilania po osiągnięciu pełnego ładowania.

Dodatkowo kontrolery wyższej klasy wyposażone są w system śledzenia punktu mocy

maksymalnej modułu PV, który umożliwia pracę modułu przy napięciu mocy maksymalnej.

Falownik (Inwerter) – stosowany jest w instalacjach, które mają dostarczać prąd

przemienny. Przetwarzają one prąd stały generowany przez moduły PV na prąd przemienny

o parametrach najczęściej zgodnych z siecią energetyczną, (a w przypadku instalacji on-grid

jest to wymagane), czyli przebieg sinusoidalny o amplitudzie napięciu 230V i częstotliwości

50Hz. Najważniejszymi parametrami jakie powinien spełniać falownik to wysoka sprawność,

niezawodność, działanie w pobliżu punktu mocy maksymalnej. Najlepsze falowniki oferują

następujące funkcje sterujące i regulacyjne:

- automatyka załączania i wyłączania,

- monitorowanie i synchronizacja sieci,

- ograniczanie prądu wyjściowego i wejściowego,

- monitorowanie pracy obwodów wewnętrznych.

Falowniki w systemach dołączonych do sieci energetycznej wymagane jest również tzw.

zabezpieczenie antywyspowe, które odłączy falownik w przypadku zaniku napięcia w sieci.

Systemy monitorujące – są to urządzenia umożliwiające podgląd pomiarów bieżących

napięcia i prądu instalacji fotowoltaicznej, napięcia i prądu sieciowego, mocy czynnej,

wartości dobowej produkcji energii, a także logują dane tworząc historie z poprzedniego dnia,

miesiąca, roku.

44

Bardziej zaawansowane systemy oferują takie funkcje jak zdalny dostęp, diagnozowani

i zarządzanie systemem PV, wysyłanie monitorowanych danych na serwery, monitorowanie

warunków meteorologicznych, tworzenie statystyk, itp.

5.4. Najważniejsze parametry charakteryzujące funkcjonowanie instalacji PV

W aktualnie dostępnej literaturze fachowej, np. [5], funkcjonowanie systemów PV

najczęściej opisuje się za pomocą trzech parametrów, są to:

• udział energii słonecznej – oznaczanej symbolem FSOL

• współczynnik wydajności – oznaczany symbolem PR

• uzysk końcowy systemu – oznaczany symbolem YF

Udział energii słonecznej FSOL jest to stosunek zużytej energii słonecznej EPVuse do

całkowitej konsumpcji energii ETOT W systemach autonomicznych bez generatora

pomocniczego często stosowany jest współczynnik prawdopodobieństwa krótkich wyłączeń

L, który jest pewnym wskaźnikiem awaryjności systemu PV:

= , = 1 − (5.1)

Współczynnik wydajności PR charakteryzuje straty w systemie i precyzuje, jak bardzo

system w swojej pracy zbliża się do maksymalnych wartości mocy dostarczanej przez

generator PV. Jest definiowany jako stosunek zużytej energii słonecznej FPVuse do energii

ENOM, która nominalnie byłaby wyprodukowana, gdyby generator PV pracował ze

sprawnością określoną dla warunków STC:

!" = #$ (5.2)

Uzysk końcowy YF jest to średnia dzienna ilość zużytej energii słonecznej EPVUSE

odniesiona do kilowata zainstalowanej mocy generatora PRAT. Wyraża on ilość zużytej energii

słonecznej poprzez równoważną ilość godzin dziennej pracy w pełni obciążonego generatora

w warunkach STC:

&' = /)*+,ń!./0 123ℎ/)*+,ń23 5(5.3)

Zakładaną wartość współczynnika udziału energii słonecznej, którą powinien uzyskać

system w zadanym okresie referencyjnym, można osiągnąć poprzez wiele kombinacji

wielkości generatora PV i pojemności akumulatorów. W przypadku autonomicznego systemu

PV w miesiącach letnich większa pojemność akumulatorów nie daje żadnych korzyści.

45

Zwiększenie współczynnika udziału energii słonecznej uzyskuje się głównie dzięki

zwiększeniu mocy wyjściowej generatora PV. Z kolei w miesiącach zimowych zwiększenie

pojemności akumulatorów pozwala na zredukowanie mocy zainstalowanego generatora PV.

Praktyczna interpretacja współczynnika udziału energii słonecznej FSOL jest taka, że oznacza

on tę część zapotrzebowania energetycznego obciążenia, która została pokryta przez energię

słoneczną.

5.6. Koszty instalacji fotowoltaicznej

Podobnie jak w przypadku innych technologii związanych z pozyskiwaniem

odnawialnych źródeł energii, tak i instalacje fotowoltaiczne wymagają poniesienia znacznych

kosztów inwestycyjnych związanych z budową. Koszty eksploatacji są już jednak dużo niższe

niż w przypadku konwencjonalnych źródeł.

Aby jednak dokładnie oszacować koszty całkowite instalacji wymagane jest

przeprowadzenie kompleksowej analizy ekonomicznej, poprzez symulację funkcjonowania

określonego systemu w konkretnych warunkach klimatycznych. Przykładowo w systemach

autonomicznych/wydzielonych istotny wpływ na koszty mają akumulatory, trzeba

uwzględnić również ich wymianę w okresie 5-8 lat. Optymalizacja takiego systemu jest

zagadnieniem wielokryterialnym ze względu na złożoność zagadnienia. Optymalizacja musi

być przeprowadzona przy założeniu długiego okresu eksploatacji, tj. rzędu 20-30 lat,

i powinna obejmować warunki graniczne, nie ma bowiem sensu instalacja systemu który nie

zaspokoi chociaż podstawowego popytu na energię. Istotnym parametrem instalacji PV jest

tzw. okres zwrotu energii czyli stosunek energii potrzebnej do produkcji modułów w systemie

do ilości energii wyprodukowanej przez te moduły.

Poniżej zostało pokazane w jaki sposób należy podejść do prawidłowego sporządzenia

takiej analizy. Przede wszystkim trzeba poszukiwać odpowiedzi na następujące pytania:

1. Jaki typ systemu jest optymalny dla określonego zadania?

2. Jak zoptymalizować funkcjonowanie funkcjonujących już w konkretnych warunkach

systemów PV?

3. O ile zwiększą się koszty funkcjonowania sytemu, jeżeli będzie on spełniał dodatkowe

zadania?

4. Jak zmienią się koszty wytwarzania energii, jeżeli zmienią się początkowo zakładane

warunki graniczne podczas funkcjonowania systemu?

5. Jaki wpływ na koszt całego systemu ma cena poszczególnych jego elementów?

46

6. Jak zmieni się funkcjonowanie najtańszego typu systemu, gdy nastąpi zmiana

meteorologicznych warunków granicznych?

7. Jak będzie wyglądał optymalny projekt systemu po uwzględnieniu granicznych

warunków ekonomicznych (np. stopy zwrotu inwestycji czy kosztów siły roboczej)?

Udzielenie odpowiedzi na powyższe pytania wymaga sporządzenia kalkulacji kosztów

całkowitych instalacji, jednym ze sposobów zbierania takich danych jest analiza kosztów

całkowitych instalacji już zainstalowanych i pracujących. Podstawowe składniki kosztów

przedstawiono na rysunku 5.3 [12][13][14][23][26][27][28].

Rys. 5.3. Składniki kosztów całkowitych w analizie ekonomicznej [13]

47

6. STANOWISKA DO BADAŃ INSTALACJI FOTOWOLTAICZNYCH

Porównywanie modułów fotowoltaicznych opierając się jedynie na ich mocy szczytowej

nie dostarcza wystarczających informacji o produkcji energii.

Każdy producent ma obowiązek przedstawienia specyfikacji technicznej modułów PV

zgodnie z norma europejska EN 50380, która określa, jakie parametry techniczne powinien

zawierać taki arkusz danych, należą do nich :

- moc nominalna (Wp)

- napięcie w punkcie maksymalnej mocy (Umpp)

- natężenie prądu w punkcie mocy maksymalnej (Impp)

- napięcie otwartego obwodu (Uoc)

- natężenie prądu zwarcia (Isc)

- współczynniki temperaturowe dla mocy wyjściowej, natężenia prądu i napięcia

Wszystkie powyższe współczynniki powinny być podane dla warunków standardowych

STC (ang. Standard Test Conditions):

- natężenie promieniowania E = 1000 W/m2

- masa powietrza AM 1,5

- temperatura ogniwa T = 25oC

Powinny być również podane informacje o posiadanych certyfikatach, rodzaj materiału,

z jakiego wykonane jest ogniwo, ramę, rodzaj szkła, rozmiary modułu oraz jego masa.

Jako, że powyższe parametry podawane są dla warunków standardowych, w warunkach

rzeczywistych ulegną one zmianie.

Moc szczytowa nie jest więc wartością wystarczającą do oceny osiągów w zakresie mocy

na jednostkę czasu dla zróżnicowanych warunków pracy. W rzeczywistości, moc szczytowa

jest wskaźnikiem sprzedażowym, stosowanym do porównywania cen modułów.

Ponadto na szybko rozwijającym się rynku, gdzie nowe technologie cienkowarstwowe

poszerzają ofertę, coraz trudniejszy staje się świadomy wybór technologii i rodzaju modułu,

poparty przejrzystymi danymi uwzględniającymi wpływ różnych warunków środowiskowych

na charakterystykę energetyczna modułów fotowoltaicznych. W związku z powyższym

propozycja budowy stanowiska do realizacji badań efektywnościowych wybranych typów

modłów fotowoltaicznych wydaje się jak najbardziej celowa. Badania takie umożliwią

bardziej kompleksową i odniesioną do warunków rzeczywistych ocenę modułów dostępnych

na rynku.

48

Najbardziej uznane obecnie normy europejskie dotyczące badań modułów

fotowoltaicznych to: IEC 61215 oraz IEC 61646 - odpowiednio w technologii krystalicznej

i cienkowarstwowej, które są obecnie najczęściej stosowane, szczególnie w Europie

i w pewien sposób przyjmowane są jako certyfikaty jakości. Obydwa standardy

w rzeczywistości gwarantują, że dany moduł może wytrzymać długotrwałą pracę w

warunkach zewnętrznych. Opisują one serię testów, które moduły muszą przejść, aby były

uznane za zgodne z powyższa normą. IEC 61215 i IEC 61646 nie są formalnie certyfikatami

jakości, ale gwarantują, że moduł może pracować przez 20 do 25 lat w określonych

warunkach i z określoną wielkością produkcji energii. Tego typu badania są na etapie

rozwojowym i są realizowane w wybranych laboratoriach w Europie. Ostatnio wprowadzoną

normą jest norma IEC 61853 - Badanie własności modułów fotowoltaicznych i wyznaczanie

ich energii znamionowej.

Metodologia oceny energetycznej modułu, łączy 3 podstawowe elementy:

ustandaryzowane dane pogodowe, specyfikację konkretnego modułu PV oraz przewidywany

model wydajności energetycznej, wyrażony w kWh/kW.

6.1. Opis stanowiska

Zaprojektowane i zbudowane w ramach niniejszej pracy stanowisko (Rys.6.1) do badań

modułów fotowoltaicznych ma charakter mobilny. Za podstawę pod konstrukcję wsporczą

posłużył typowy platformowy wózek magazynowy. Wspornik, na którym zamontowane jest

ogniwo umożliwia regulacje kąta β w zakresie 0-90°. Jako że stanowisko jest mobilne nie

przewidziano oddzielnej regulacji kąta azymutu. W skład wyposażenia stanowiska wchodzi:

- moduł fotowoltaiczny (monokrystaliczny) o mocy 180Wp przy napięciu 36V i prądzie

5A (1szt.),

- inwerter o mocy ciągłej 1,5kW z wbudowaną ładowarką sieciową (1szt.) (Rys.6.2),

- akumulatory żelowe 12V/100 Ah (2szt.) (Rys.6.3),

- układ pomiarowy (Rys.6.4a,b,c),

- obciążenie aktywne do badania ogniwa (Rys.6.5),

- komputer PC (z systemem Windows XP lub 7, arkuszem kalkulacyjnym Excel,

aplikacją PV2EX oraz wolnym portem RS232).

49

Rys. 6.1. Model i wykonane stanowisko pomiarowe [opracowanie własne]

50

Rys. 6.2. Inwerter MEAN WELL TN-1500 [fot. własna]

Rys. 6.3. Akumulatory żelowe 12V/100Ah [fot. własna]

a)

b) c)

Rys. 6.4. a) jednostka centralna, b) czujnik natężenia promieniowania, c) czujnik prądu akumulatora [fot.

własna]

51

Rys. 6.5. Obciążenie aktywne [fot. własna]

6.2. Układ pomiarowy

Na stanowisku zbudowana została instalacja fotowoltaiczna typu off-grid z możliwością

doładowywania akumulatorów z sieci energetycznej. Zastosowany inwerter MEAN WELL

TN-1500 może pracować w dwóch trybach. W pierwszym (tryb oszczędzania energii) moduł

PV doładowuje akumulator i zasila jednocześnie przetwornice, dopiero w sytuacji

nadmiernego rozładowania akumulatora załączona zostaje ładowarka sieciowa oraz tryb

bypass. W drugim przypadku inwerter działa jak UPS czyli awaryjne źródło zasilania. W tym

trybie moduł PV służy jedynie do ładowania akumulatorów, a przetwornica załącza się

w przypadku braku napięcia w sieci zewnętrznej. Bezpośrednio do inwertera można

podłączyć odbiornik przy pomocy typowego gniazda wtykowego 230V~. Do instalacji

podłączony jest system monitorujący parametry pracy. System ten został zaprojektowany

i wykonany od podstaw na potrzeby niniejszej pracy. Schemat blokowy systemu przedstawia

rysunek 6.6, w jego skład wchodzi :

- piranometr w którym w roli sensora zastosowana została fotodioda BPW34 ze

względu na liniową charakterystykę irradiacja-fotoprąd,

- czujnik temperatury przymocowany do modułu PV,

- czujnik prądu akumulatorów,

- jednostka centralna z wyświetlaczem

- obciążenie aktywne

52

Rys. 6.6. Schemat blokowy instalacji z układem pomiarowym [opracowanie własne]

Rys. 6.7. Schemat blokowy przetwornicy [40]

Pomiar prądu akumulatora ze względu na znaczne jego wartości odbywa się pośrednio

przy pomocy czujnika Halla. Wszystkie mierzone parametry pracy instalacji to:

- napięcie na ogniwie PV w zakresie 0-100 V (rozdzielczość 0,1 V ,+/- 5%),

- prąd ogniwa PV w zakresie 0-10 A (rozdzielczość 0,01 A ,+/-5%),

- napięcie akumulatora w zakresie 0-100 V (rozdzielczość 0,1 V ,+/- 10%)

- prąd akumulatora w zakresie do 100 A (-100 do -0,5 / +0,5 do +100 , +/-5%),

- moc pobierana z ogniwa PV oraz akumulatora,

- temperatura ogniwa PV (-55°C do +125°C ,rozdzielczość 0,5°),

53

- energia promieniowania słonecznego w zakresie 0-2000 W/m2 (rozdzielczość 2 W/m2

,+/-5%).

Układ pomiarowy wyposażony został w wyświetlacz ciekłokrystaliczny o rozdzielczości

240x128 (Rys.6.8), na którym wyświetlane są na bieżąco wszystkie monitorowane parametry.

Aktualne odczyty mogą być w każdej chwili przesłane do komputera poprzez złącze

szeregowe RS232 i przy pomocy dedykowanej aplikacji PV2EX zapisane do arkusza

kalkulacyjnego Excel. Umożliwia to łatwą późniejszą analizę, przedstawienie w formie

graficznej oraz tworzenie charakterystyk.

Dodatkowo układ posiada funkcję logowania danych, która polega na automatycznym ich

przesyłaniu w jednominutowych odstępach czasu.

Rys. 6.8. Wyświetlacz układu pomiarowego [opracowanie własne]

Jednostka centralna składa się z kilku bloków pomiarowych (obwodów) oraz mikrokontrolera

sterującego pracą całości systemu. Poszczególne obwody to:

Obwód pomiaru prądu ogniwa fotowoltaicznego [35]

Zasada pomiaru prądu płynącego w obwodzie fotoogniwa (IPV) polega na pomiarze

spadku napięcia na rezystorze R3 włączonym szeregowo w ten obwód. Rezystor ten powinien

posiadać jak najmniejszą rezystancje aby nie wprowadzał dużego błędu pomiarowego oraz

strat mocy, dlatego przyjęto wartość R3 = 0,02Ω. Założono, że maksymalny prąd jaki będzie

można mierzyć będzie wynosił Imax=10A, gdyż większość obecnych na rynku modułów nie

posiada większego prądu. Minimalna moc rezystora musi wynosić zatem:

!"7 ≥ 9 ∙ ;7, !"7 ≥ 10 ∙ 0,02 ≥ 23(6.1.1) Zastosowany został rezystor metalowy o mocy 3W i tolerancji 1%

Wystarczającą rozdzielczością pomiaru będzie 0,01A. Można teraz wyznaczyć zakres

napięcia odkładającego się na R3:

54

>"7?@A ≤ >"7 ≤ >"7?/C(6.1.2) 0,01*R3 ≤ UR3 ≤ Imax*R3 0,2DE ≤ >"7 ≤ 200DE

Napięcie to będzie mierzone za pomocą przetwornika analogowo-cyfrowego

w mikrokontrolerze Atmega64A (IC1), jest to przetwornik 10 bitowy dla którego napięcie

referencyjne wynosi VREF = 4,096V, daje nam to rozdzielczość pomiarową równą:

F/G"H = 4,096E1024 = 0,004E = 4[DE](6.1.3)

Jako, że A/DRES > UR3min nie możliwy byłby pomiar napięcia na R3 w całym zakresie.

Napięcie UR3 jest więc wzmacniane na wzmacniaczu pomiarowym (IC4) AD620, którego

wzmocnienie zostało ustawione tak, aby zakres UR3 znajdował się w granicach 0,004V co

odpowiada wartości A/DRES ,a 4,096V czyli maksymalnym zakresem pomiarowym

przetwornika. Wymagane wzmocnienie wyliczono wg wzoru:

M = F/G"H>"7?@A = 0,0040,0002 = 20(6.1.4)

z kolei wzmocnienie wzmacniacza AD620 zależne od wartości rezystora R4 wynosi:

MNOP = 49,42Ω; + 1(6.1.5) po przekształceniu otrzymamy więc wymaganą wartość R4:

; = 49,42ΩM − 1 = 49,42Ω19 = 2,6[2Ω](6.1.6) Zastosowany został rezystor 2,61Ω o tolerancji 1%.

Napięcie z R3 po wzmocnieniu 20x zawierać się będzie w granicach od 0,004V do 4V, a więc

całkowicie mieści się w zakresie pomiarowym przetwornika i rozdzielczości 4mV/10mA.

Wartość pomiaru zapisywana jest w rejestrze ADC3 mikrokontrolera, a następnie przeliczana

jest na wartość prądu płynącego w obwodzie modułu fotowoltaicznego wg wzoru:

9 = SE"H'1024T ∙ FGU3M ∙ 1;7 (6.1.7) Obliczona wartość wyświetlana jest na wyświetlaczu LCD.

Obwód pomiaru napięcia ogniwa fotowoltaicznego i akumulatora [35]

Pomiar napięć zarówno akumulatora (VAK) jak i modułu PV (VPV) odbywa się na

zwykłym dzielniku złożonym z rezystorów R7,R8,R9 oraz R10,R11,R12.Rezystancja

55

dzielników powinna być możliwie jak największa aby nie wprowadzała błędu pomiaru prądu.

Maksymalne poziomy mierzonych napięć zostały przyjęte na poziomie 100V. Rozdzielczość

przetwornika A/D jest taka sama jak przy pomiarze prądu modułu, czyli A/DRES = 0,004V,

natomiast rozdzielczość pomiaru napięć przyjęto 0,1V.

Dzielnik powinien mieć podział równy:

;OW = 0,1EF/G"H = 0,1E0,004E = 25(6.2.1) Wartości rezystorów R7 i R12 wynoszą 81kΩ, rezystancja (R8+R9) oraz (R10+R11)

wyliczona ze wzoru:

(; + ;) = (;X + ;Y) = ;Z;OW = 812Ω25 = 3,24[2Ω](6.2.2) Jako R8 i R10 zastosowano rezystory stałe o wartości 3kΩ, natomiast R9 i R11 to

potencjometry aby ułatwić późniejszą kalibrację. Napięcie z R9 oraz R11 podawane jest na

wejścia odpowiednio ADC1 i ADC2 mikrokontrolera, gdzie dokonywane jest przeliczenie

wg:

EN\,E = FGU, ∙ 0,004 ∙ 25[E](6.2.3)

Napięcia są wyświetlane na wyświetlaczu.

Obwód pomiaru prądu akumulatorów [37][35]

Moc ciągła przetwornicy znajdującej się w badanej instalacji wynosi 1500W, napięcie

zasilania przetwornicy to 24V, a więc maksymalny prąd pobierany z akumulatorów wyniesie:

9N\ = !> = 1500324E = 62,5[F](6.3.1) przy dopuszczalnej mocy chwilowej wynoszącej 2000W, prąd ten będzie jeszcze większy bo

aż 83,3A. Są to dość duże wartości i pomiar poprzez spadek napięcia na rezystorze

włączonym szeregowo w obwód był by trudny do wykonania, należało by zastosować

rezystor o bardzo małej wartości, nawet poniżej 1mΩ, i mocy kilku wat, które są trudno

osiągalne oraz drogie. Zależało również na tym aby móc rozróżniać kierunek płynącego prądu

(ładowanie i rozładowywanie akumulatorów).

Zdecydowano się więc na pomiar z wykorzystaniem efektu Hall’a, wybrany został

przetwornik firmy LEM o symbolu HAIS-50P. Zamontowany jest on na ujemnym

przewodzie łączącym akumulatory z inwerterem. Mierzy on prąd w zakresie ± 150A, na

wyjściu podając sygnał napięciowy, którego wartość wynosi:

56

>](H$) = >"H'(H$) ± _0,625 ∙ 99# ` [E](6.3.2)

gdzie: IP = IAK, IPN = 50A, UREF(LEM) = 2,50V

Przy braku przepływu prądu Ip napięcie UOUT(LEM) będzie wynosiło 2,50V, przepływ

prądu w jednym kierunku powoduje wzrost tego napięcia, a w drugim spadek.

Napięcie to tak samo jak poprzednie napięcia jest mierzone przez kolejny przetwornik A/D

w mikrokontrolerze (IC1)[35] i prąd akumulatora wyliczany jest z przekształcenia wzoru

(6.3.2):

9N\ = >](H$) − >"H'(H$)0,625 ∙ 9#[F](6.3.3)

9N\ = (FGU5 ∙ 0,004) − 2,500,625 ∙ 50[F]

Obwód pomiaru nasłonecznienia [36][35]

Obwód ten składa się z czujnika wraz z niezbędną elektroniką znajdującego się

w oddzielnej obudowie, która może być zamocowana w dowolnym miejscu pomiaru, całość

podłączona jest do jednostki centralnej. Do budowy czujnika natężenia promieniowania

słonecznego została wykorzystana fotodioda BPW32, D1[35], przypomina ona konstrukcją

bardzo małe ogniwo fotowoltaiczne, zamknięte w przeźroczystej obudowie, którego obszar

aktywny wynosi 7,5mm2. Cechą która powoduje, że dioda ta bardzo dobrze sprawdza się

w roli czujnika nasłonecznienia jest charakterystyka fotoprąd – nasłonecznienie (Rys.6.9.)

o nieliniowości mniejszej niż 1,2% oraz charakterystyka spektralna (Rys.6.10.). Przy

irradiacji 1000W/m2 generuje ona prąd 3,337mA. Założono aby na 1000W/m2 przypadało

0,1V. Równolegle do diody podłączony jest rezystor R1[35] o wartości:

; = 0,1E0,003337F = 29,97[Ω](6.4.1) przyjęto wartość 30Ω o tolerancji 1% na którym mierzony będzie spadek napięcia.

Zdecydowano też, że wystarczającą rozdzielczością pomiarową będzie 2W/m2, napięcie UR1

będzie zmieniało się z rozdzielczością 100µV/1W/m2 konieczne jest więc wzmocnienie tak

samo jak ma to miejsce w obwodzie pomiaru prądu modułu PV. Zastosowany został taki sam

wzmacniacz AD620 (IC1)[36],. Wymagane wzmocnienie to:

M = F/G"H>" = 0,0040,0002 = 20(6.4.2)

57

Wzmocnione napięcie z czujnika trafia na wejście ADC4 przetwornika analogowo-

cyfrowego w mikrokontrolerze (IC1) [35], a wartość irradiacji otrzymujemy przez

przemnożenie wartości rejestru ADC4:

9"" = FGU4 ∙ 2 13D5(6.4.3)

Rys. 6.9. Charakterystyka fotoprąd-irradiacja [karta kat.BPW32 VISHAY]

Rys. 6.10. Charakterystyka spektralna [karta kat.BPW32 VISHAY]

Pomiar temperatury[35]

Ostatnim mierzonym parametrem jest temperatura modułu PV. Do jej pomiaru użyty

został czujnik DS18B20, który mierzy temperatury w zakresie – 55oC do + 125oC

58

z gwarantowaną dokładnością 0,5oC w zakresie – 10oC do + 85oC. Rozdzielczość pomiaru

ustawiona jest na 0,5oC.

Jako, że jest to czujnik cyfrowy, obwód składa się tylko z niego, bezpośrednio

podłączonego do mikrokontrolera (IC1) magistralą 1-Wire.

Obciążenie aktywne [38]

Aby wyznaczyć charakterystykę prądowo-napięciową ogniwa lub modułu

fotowoltaicznego należy je stopniowo obciążać aż do stanu zwarcia, jednocześnie mierząc

wartości prądu i napięcia.

Do tego celu najlepsze jest obciążenie, które umożliwiało by płynną regulację

w szerokim zakresie rezystancji. Oczywiście najprościej zastosować potencjometr (reostat),

jednak takie rozwiązanie można wybrać gdy badamy ogniwa, moduły o małej mocy

(kilkanaście wat) i prądzie. Do badań modułów o mocach rzędu 200W i prądach w granicach

7A stosowanie reostatów było by bardzo kosztowne, reostaty o tak dużych mocach kosztują

nie kiedy tyle co sam moduł PV.

Dlatego wybór padł na tzw. obciążenie aktywne, które w swojej konstrukcji jest po prostu

regulowanym źródłem prądowym. W założeniach przyjęto, że na stanowisku będzie można

badać moduły o mocy nie przekraczającej 200W.

Układ obciążenia stada się z czterech tranzystorów MOSFET IRFP260N oraz czterech

rezystorów tworzących cztery równoległe gałęzie (Rys.6.11). Rozpraszana moc będzie się

rozkładać po 50W na gałąź. Rezystory R1-R4 mają rezystancję 4,7Ω, bez dodatkowego

chłodzenia można bezpiecznie w nich rozproszyć 14W, mając te dane można określić

maksymalny prąd modułu przeznaczonego do badań:

9(abc) = 9"(?/C) + 9"(?/C) + 9"7(?/C) + 9"(?/C)(6.5.1) 9"(?/C) = d!"(?/C); = d1434,7Ω = 1,72[F](6.5.2)

ef2g, ż,; = ; = ;7 = ;

9(?/C) = 4 ∙ 9"(?/C) = 4 ∙ 1,72F = 6,88[F]

59

Rys. 6.11. Schemat ogólny obciążenia aktywnego [opracowanie własne]

Rezystor Rs ma wartość 0,33Ω i służy do stabilizacji prądu. Natomiast moc wydzielana

w tranzystorach będzie zależna od charakterystyki modułu PV. Przykładowo dla modułu o

mocy 200W przy prądzie 6,25A i napięciu 32V, moc tracona w tranzystorach wyniesie

154,12W, a w rezystorach 45,88W. Weźmy teraz moduł o takiej samej mocy 200W,natomiast

prądzie 2A i napięciu 100V. W tym przypadku na tranzystorach będziemy mieli 195,3W, a na

rezystorach tylko 4,7W. W pierwszym przypadku moc tracona przypadająca na jeden

tranzystor wynosi 38,53W, a w drugim 48,82W. Do rozproszenia takich mocy w

tranzystorach niezbędny jest radiator.

Dobór odpowiedniego radiatora dokonuje się poprzez wyliczenie wymaganej rezystancji

termicznej RTHRA (radiator – otoczenie). Niezbędne dane do obliczeń to:

- rezystancja termiczna RTHJC tranzystora – dla IRFP260N = 0,5oC/W

- rezystancja termiczna RTHCS tranzystora – dla IRFP260N = 0,24oC/W (z zastosowanie

termopasty)

- moc maksymalna rozpraszana w tranzystorze – PMAX = 50W

- maksymalna dopuszczalna temperatura złącza tranzystora TJ – dla IRFP260N = 175oC

- temperatura otoczenia w jakiej będzie pracował układ – TA = 40oC

;i"N = ;ijN − _12;ijk + 12;ik` [°∁/3](6.5.3)

gdzie: RTHRA – rezystancja cieplna radiator – otoczenie

RTHJA – rezystancja cieplna złącze – otoczenie

RTHJC – rezystancja cieplna złącze - obudowa

RTHCS – rezystancja cieplna obudowa – radiator

60

Na jednym radiatorze zamontowane będą po dwa tranzystory więc:

;ijN = ∆o2!$Np = oj − oN2!$Np = 175 − 40100 = 1,35[/3](6.5.4)

Podstawiając do wzoru (6.5.3) wyliczmy wymaganą RTHRA radiatora:

;i"N = 1,35 − (0,25 + 0,12) = 0,98[°∁/3]

Zastosowany został radiator HF92B-150A o rezystancji termicznej 0,6 oC/W, w celu

sprawdzenia maksymalnej temperatury złącza obliczmy:

∆o = 2!$Np ∙ r;ijk + ;ik + ;i"Ns[](6.5.5) ∆o = 100 ∙ (0,25 + 0,12 + 0,6) = 97[]

Temperatura złącza tranzystora wyniesie więc 137oC przy temperaturze otoczenia 40oC,

a więc znacznie poniżej temperatury dopuszczalnej TJ. Tak wykonane obciążenie umożliwia

więc badanie różnych modułów fotowoltaicznych. Należy jednak pamiętać aby nie

przekraczać maksymalnej mocy 200W oraz prądu 6,88A. Możliwe było by rozpraszanie

większych mocy poprzez zastosowanie wymuszonego chłodzenia.

6.3. Charakterystyka ogniwa PV

Jak wspomniano we wcześniejszych rozdziałach, ogniwo fotowoltaiczne składa się ze

złącza P-N ,a więc przypomina budową zwykłą diodę półprzewodnikową. Przy braku

oświetlenia charakterystyka takiego ogniwa nie różni się więc od charakterystyki diody.

Dopiero pod wpływem światła zaczyna funkcjonować jak generator prądu elektrycznego,

a charakterystyka przypomina odbitą względem osi napięcia charakterystykę diody.

Na rysunku 6.12 przedstawiono schemat równoważny ogniwu PV, na schemacie tym

ogniwo przedstawiono jako równoległe połączenie diody oraz źródła prądowego, dodatkowo

uwzględniono dwa rezystory reprezentujące straty mocy w ogniwie. Rezystor szeregowy Rs

obrazuje rezystancję złączy i inne rezystancję w obwodzie, a rezystor Rp uwzględnia procesy

wstecznej dyfuzji i rekombinacji nośników.

Model matematyczny idealnego ogniwa PV można zapisać następująco:

Icell = Iph - Id (6.1.1)

61

gdzie:

Iph – prąd nośników mniejszościowych

Id – prąd dyfuzyjny

Rys.6.12. Schemat elektryczny układu równoważnego dla ogniwa PV [13]

Po podstawieniu i odpowiednim przekształceniu do wzoru (6.1) otrzymujemy:

9tt = 9u − 9 v,wx _ yz∙ (Et/| + 9tt ∙ ;)` − 1 − ~W~~∙"" [F] (6.1.2)

gdzie:

Rs – rezystor szeregowy [Ω]

Rp – rezystor równoległy [Ω]

Rload – rezystor obciążenia [Ω]

q – ładunek elektronu (1,60219*10-9 J)

I0 – prąd diody( zaciemnionego ogniwa) [A]

T – temperatura ogniwa [K]

Vload – napięcie obciążenia zewnętrznego [V]

σ – stała Stefana-Boltzmanna

Przy pomocy powyższego modelu można prowadzić rozważania teoretyczne, dotyczące

rzeczywistego ogniwa PV. Można również wyznaczać w ten sposób teoretyczne

charakterystyki prądowo-napięciowe.

Podstawowym badaniem, które prowadzi do pełnej identyfikacji ogniwa

fotowoltaicznego jest wyznaczenie pełnej charakterystyki prądowo-napięciowej.

Charakterystykę przedstawiamy w płaszczyźnie prąd-napięcie przy założeniach, że natężenie

promieniowania jest stałe oraz temperatura ogniwa jest stała. Typową charakterystykę ogniwa

62

przedstawiono na rysunku (6.13) z zaznaczonymi wszystkimi punktami charakterystycznymi

do których należą:

UOC – napięcie ogniwa nie obciążonego (otwarty obwód)

ISC – prąd zwarciowy ogniwa (obciążenie = 0Ω)

PMPP – punkt mocy maksymalnej

IMPP – prąd mocy maksymalnej

UMPP – napięcie mocy maksymalnej

Wynika z niej, że w jednej części ogniwo zachowuje się jak źródło prądowe, w drugiej

zaś jak napięciowe. Uniemożliwia to bezpośrednie zasilanie urządzeń stałoprądowych, gdyż

wymagają one w większości stałej wartości napięcia zasilania. Istotnym z praktycznego

punku widzenia parametrem jest również tzw. maksymalny punkt mocy (MPP), czyli punkt

na charakterystyce U-I w którym ogniwo produkuje najwięcej mocy przy zadanych

warunkach nasłonecznienia i temperatury.

Aby maksymalnie wykorzystać wydajność ogniwa należy obciążać je taką wartością

rezystancji dla której występuje MPP. Jest to rezystancja optymalna, którą można wyliczyć ze

wzoru:

;u0 = ]W (6.1.3)

Mając takie dane można wyliczyć pozostałe parametry; współczynnik wypełnienia FF

oraz sprawność. Współczynnik wypełnienia wyraża się wzorem:

= W∙] = W∙]W∙] (6.1.4)

określa on jakość ogniwa, a jego wartość osiąga jedność gdy kształt charakterystyki jest

bardziej zbliżony do prostokąta. Jest to stosunek powierzchni prostokąta o bokach IMPP i UMPP

do powierzchni prostokąta o bokach ISC i UOC. Jego maksymalna wartość w temperaturze

pokojowej może wynosić ok.0,89.

Sprawność jest najważniejszym parametrem określającym jakość ogniwa PV, określa się

ją jako stosunek mocy maksymalnej do mocy promieniowania światła słonecznego

padającego na powierzchnię czynną ogniwa.

= W∙]H∙ = ∙ W∙]H∙ (6.1.5)

gdzie:

E – natężenie promieniowania słonecznego [W/m2]

S – powierzchnia czynna ogniwa [m2]

63

Rys. 6.13. Typowa charakterystyka prądowo-napięciowa ogniwa PV [13]

Praktycznie wszystkie parametry elektryczne ogniwa krzemowego zależą od natężenia

promieniowania słonecznego oraz temperatury. Moduły PV podawane są działaniu bardzo

zmiennego natężenia promieniowania oraz temperatury co w istotny sposób wpływa na

charakterystykę prądowo-napięciową. Na rysunku 6.14 przedstawiona została zależność

parametrów ISC, oraz UOC od natężenia promieniowania.

Rys. 6.14. Wpływ natężenia promieniowania na Uoc i Isc [13]

Z kolei na rysunku 6.15 przedstawiono wpływ natężenia promieniowania na

charakterystykę ogniwa przy stałej temperaturze.

64

Rys. 6.15. Wpływ natężenia promieniowania na charakterystykę ogniwa przy stałej temperaturze [13]

Obserwując zachowanie się charakterystyk I = f(U) przy zmieniającym się natężeniu

promieniowania można wyciągnąć następujące wnioski:

- prąd fotoogniwa zmienia się proporcjonalnie do natężenia promieniowania.

Fotoogniwo przy pracy w punkcie zwarcia może służyć jako prosty miernik natężenia

promieniowania,

- napięcie obwodu otwartego jest w niewielkim stopniu zależne od natężenia

promieniowania słonecznego. Dopiero przy znacznym spadku tegoż promieniowania

napięcie to znacznie maleje i w ciemności dąży do zera,

- napięcie dla punktów mocy maksymalnej MPP maleje nieznacznie ze spadkiem

natężenia promieniowania,

- maksymalna moc generowana przez ogniwo maleje w przybliżeniu proporcjonalnie do

spadku natężenia promieniowania.

Na własności elektryczne mają również wpływ zmiany temperatury, wpływ ten jest

jednak zupełnie odmienny niż w przypadku zmian natężenia promieniowania. Z rysunku

(6.16) na którym widać charakterystyki I-U przy stałym natężeniu można wyciągnąć pewne

ogólne wnioski z których wynikają następujące dość istotne stwierdzenia:

- Wzrost temperatury powoduje zmniejszenie napięcia obwodu otwartego oraz mocy

maksymalnej. Napięcie zmniejsza się w granicach 0,4%/K,

- Wzrost temperatury powoduje zwiększanie prądu zwarcia o ok.0,06%/K,

65

- Przy wzroście temperatury o ok.20oC dochodzi do spadku mocy o ok. 10% (0,5%/K),

tym samym ulega zmniejszeniu sprawność.

Rys. 6.16. Wpływ zmian temperatury na charakterystykę ogniwa PV przy stałym natężeniu promieniowania [13]

6.4. Przebieg i wyniki badań

Głównym celem przeprowadzonych badań było wyznaczenie charakterystyki prądowo-

napięciowej modułu PV pracującego w warunkach rzeczywistych. Określenie wpływu

wartości kąta pochylenia modułu względem horyzontu (β) na osiąganą moc maksymalną oraz

wpływu zacienienia pojedynczego ogniwa w module.

Badanym modułem był SUNTECH STP180S-24/Ac (monokrystaliczny) ,którego

parametry określone przez producenta to:

- Napięcie obwodu otwartego UOC = 44,8 V

- Napięcie przy mocy maksymalnej UMPP = 36,0 V

- Prąd zwarcia ISC = 5,29 A

- Prąd przy mocy maksymalnej IMPP = 5,00 A

- Moc maksymalna PMPP = 180 Wp

- Temperatura pracy -40oC do +85oC

- Tolerancja mocy ± 3%

- Współczynnik temperaturowy mocy maksymalnej -0,48%/oC

- Współczynnik temperaturowy napięcia otwartego obwodu -0,34%/oC

Wszystkie parametry podawane dla warunków STC.

66

Pierwsze badanie polegało na wyznaczeniu charakterystyk I-U dla kąta β = 0, 45, 90st.

Przeprowadzone było w prawie bezchmurny sierpniowy dzień w godzinach 16:00-16,30, na

terenie Uniwersytetu Technologiczno-Przyrodniczego w Bydgoszczy, azymut modułu

wynosił 56,0oW. Do tego celu należało zbudować układ przedstawiony na (Rys.6.17),

woltomierz mierzy napięcie na module PV, amperomierz zaś prąd płynący przez zmienne

obciążenie. Na wykonanym stanowisku aby zbudować taki układ należy podłączyć gniazdo

od obciążenia aktywnego do wtyczki opisanej jako (WYJŚCIE OGNIWA PV) w jednostce

centralnej układu pomiarowego (Rys.6.18). Dodatkowo należy podłączyć potencjometr

sterujący obciążeniem do gniazda znajdującego się po lewej stronie jednostki centralnej.

Detektor natężenia promieniowania zamocowany jest do modułu i mierzy

promieniowanie bezpośrednio padające na jego płaszczyznę, czyli pod kątem θβ.

Rys. 6.17. Schemat elektryczny do pomiaru charakterystyk prądowo-napięciowych [opracowanie własne]

Rys. 6.18. Poglądowy schemat połączeń układu do pomiaru charakterystyk na stanowisku [opracowanie własne]

Przed przystąpieniem do pomiarów należy jeszcze połączyć układ pomiarowy

z komputerem PC, do tego celu wykorzystujemy zwykły przewód RS232 DB9m/f (1:1) lub

konwerter USB-RS232.

67

Następnie włączamy układ pomiarowy, a na komputerze uruchamiamy aplikację

PV2EX.exe, której okno główne przedstawiono na rysunku 6.19a.

a) b)

Rys. 6.19. a) okno główne aplikacji, b) okno konfiguracji portu [opracowanie własne]

Pierwszym krokiem jest konfiguracja portu szeregowego do którego został podłączony

układ. Aby tego dokonać należ wejść w menu „opcje” i w polu „port”(Rys.6.19b) wpisać

nazwę użytego portu COM. Numer portu można sprawdzić w menadżerze urządzeń systemu

windows w zakładce „Porty (COM i LPT)”. Po wykonaniu tych czynności można przejść do

przeprowadzania pomiarów. W głównym oknie aplikacji klikamy „pomiary > rozpocznij

pomiar”, powinno automatycznie otworzyć się okno arkusza kalkulacyjnego Excel (Rys.6.20)

Po zakończeniu pomiarów zapisujemy arkusz i zamykamy okno Excela, następnie w aplikacji

PV2EX klikamy „pomiary > zakończ pomiary”. Jeśli chcemy otworzyć nowy arkusz

kalkulacyjny powtarzamy czynności pomijając już konfiguracje portu.

Rys. 6.20. Widok okna z wygenerowanym arkuszem programu Excel [opracowanie własne]

68

W kolejnych kolumnach będą zapisywane następujące dane:

Kolumna A – liczba porządkowa

Kolumna B – napięcie na akumulatorze w instalacji PV [V]

Kolumna C – napięcie na module PV [V]

Kolumna D – prąd modułu PV [A]

Kolumna E – prąd akumulatora w instalacji PV [A]

Kolumna F – moc generowana przez moduł PV [W]

Kolumna G – moc pobierana lub oddawana do akumulatora [W]

Kolumna H – natężenie promieniowania słonecznego [W/m2]

Kolumna I – temperatura modułu PV [oC]

Kolumna J – rezystancja obciążenia modułu PV (do wyliczenia w arkuszu Excel)

Kolumna K – data i godzina wykonania pomiaru

Wyznaczanie charakterystyki prądowo – napięciowej modułu fotowoltaicznego polega na

stopniowym zwiększaniu lub zmniejszaniu rezystancji obciążenia od wartości minimalnej do

maksymalnej i dla każdej z nich, zapisywaniu wartości prądu i napięcia modułu. Zapis

danych pomiarowych następuje po przyciśnięciu przycisku „WYŚLIJ DANE” znajdującego

się na przednim panelu jednostki centralnej układu.

Rezystancję obciążenia zmieniamy za pomocą potencjometru znajdującego się przy

jednostce centralnej, należy przyjąć zmianę rezystancji co jedną działkę zaznaczoną na jego

skali lub też odnieść się do wartości prądu bądź napięcia modułu PV, zmieniając go co

określoną wartość do momentu osiągnięcia jego stabilizacji, po której należy wykonać jeszcze

kilka pomiarów. Ustabilizowana wartość maksymalna prądu zbliżona jest do wartości Isc

modułu, a wartość maksymalna napięcia równa jest Uoc. Ze względów konstrukcyjnych

obciążenia aktywnego, jego minimalna rezystancja wynosi 1,3Ω, jednak prąd przy tej

wartości rezystancji można uznać za równy prądowi zwarcia modułu.

Po ustawieniu stanowiska na płaskim podłożu, obierając azymut na aktualną pozycję

słońca ustawiono modułu pod zadanym kątem i przeprowadzono pomiary. Przyjęto zmianę

rezystancji od największej do najmniejszej jednak odniesiono się do wartości prądu modułu

zmieniając go co 0,10A. Ważnym jest aby podczas przeprowadzania pomiarów natężenie

promieniowania słonecznego utrzymywało się na stałym poziomie, w dniu badania

występowało niewielkie zachmurzenie co spowodowało wahania natężenia w granicach 8,3%.

Wyniki zestawiono w poniższych tabelach.

69

• Pomiar modułu SUNTECH STP180S-24/Ac (β = 45o)

L.p Napięcie modułu

PV

Prąd modułu

PV

Moc modułu

PV

Natężenie promieniowania

słonecznego

Temperatura modułu PV

Rezystancja odciążenia

[V] [A] [W] [W/m2] [oC] [Ω]

1 6,1 4,73 28,9 732,0 39,5 1,3

2 6,2 4,71 29,2 728,0 39,5 1,3

3 6,5 4,72 30,7 730,0 39,5 1,4

4 7,2 4,71 33,9 730,0 40,0 1,5

5 8,2 4,72 38,7 730,0 40,0 1,7

6 10,1 4,71 47,6 730,0 40,0 2,1

7 11,3 4,69 53,0 728,0 40,0 2,4

8 12,5 4,68 58,5 726,0 40,0 2,7

9 14,8 4,67 69,1 724,0 40,5 3,2

10 16,6 4,67 77,5 726,0 40,5 3,6

11 17,9 4,63 82,9 720,0 40,5 3,9

12 19,3 4,63 89,4 722,0 40,5 4,2

13 18,3 4,65 85,1 726,0 40,5 3,9

14 19,9 4,65 92,5 728,0 40,5 4,3

15 23,0 4,65 107,0 728,0 40,5 4,9

16 24,7 4,61 113,9 724,0 40,5 5,4

17 24,5 4,60 112,7 724,0 40,5 5,3

18 26,7 4,59 122,6 722,0 40,5 5,8

19 28,4 4,67 132,6 732,0 42,0 6,1

20 29,0 4,60 133,4 732,0 42,0 6,3

21 30,9 4,63 143,1 732,0 42,0 6,7

22 30,2 4,83 145,9 754,0 41,5 6,3

23 30,2 4,80 145,0 756,0 42,0 6,3

24 29,9 4,70 140,5 746,0 42,5 6,4

25 31,2 4,60 143,5 746,0 42,5 6,8

26 31,6 4,50 142,2 740,0 42,0 7,0

27 32,2 4,40 141,7 732,0 42,0 7,3

28 32,9 4,30 141,5 744,0 42,0 7,7

29 33,3 4,20 139,9 746,0 42,0 7,9

30 33,8 4,10 138,6 750,0 42,0 8,2

31 34,2 4,00 136,8 756,0 42,0 8,6

32 34,5 3,90 134,6 752,0 42,0 8,8

33 34,8 3,80 132,2 752,0 42,0 9,2

34 35,1 3,70 129,9 752,0 41,5 9,5

35 35,1 3,60 126,4 740,0 41,5 9,8

36 35,6 3,50 124,6 756,0 41,5 10,2

37 35,9 3,40 122,1 758,0 41,5 10,6

38 35,7 3,30 117,8 710,0 41,5 10,8

39 36,3 3,20 116,2 754,0 41,5 11,3

40 36,4 3,10 112,8 754,0 41,5 11,7

41 36,7 3,00 110,1 752,0 41,0 12,2

42 36,9 2,90 107,0 756,0 41,0 12,7

70

43 37,1 2,80 103,9 758,0 41,0 13,3

44 37,3 2,70 100,7 764,0 41,0 13,8

45 37,5 2,60 97,5 766,0 41,0 14,4

46 37,4 2,50 93,5 734,0 41,0 15,0

47 37,7 2,40 90,5 770,0 41,0 15,7

48 37,8 2,30 86,9 736,0 41,0 16,4

49 37,4 2,20 82,3 748,0 41,0 17,0

50 38,2 2,10 80,2 756,0 40,5 18,2

51 38,4 2,00 76,8 800,0 40,5 19,2

52 38,6 1,90 73,3 796,0 40,5 20,3

53 38,7 1,80 69,7 776,0 40,5 21,5

54 38,9 1,70 66,1 808,0 40,5 22,9

55 39,1 1,60 62,6 802,0 40,5 24,4

56 39,2 1,50 58,8 804,0 40,0 26,1

57 39,2 1,40 54,9 768,0 40,0 28,0

58 39,4 1,30 51,2 778,0 40,0 30,3

59 39,6 1,20 47,5 802,0 40,0 33,0

60 39,8 1,10 43,8 800,0 40,0 36,2

61 39,9 1,00 39,9 806,0 39,5 39,9

62 40,1 0,90 36,1 798,0 39,5 44,6

63 40,2 0,80 32,2 804,0 39,5 50,3

64 40,4 0,70 28,3 810,0 39,5 57,7

65 40,4 0,60 24,2 780,0 39,5 67,3

66 40,5 0,50 20,3 742,0 39,5 81,0

67 40,8 0,40 16,3 818,0 39,5 102,0

68 40,9 0,30 12,3 808,0 39,5 136,3

69 41,0 0,20 8,2 764,0 39,5 205,0

70 41,0 0,10 4,1 772,0 39,5 410,0

71 41,0 0,00 0,0 770,0 39,0 ∞

Średnia 755,2

Max.818,0

Min.710,0 Tabela 1. Wyniki pomiaru modułu SUNTECH STP180S-24/Ac (β = 45o)

Analizując zebrane dane w tabeli.1 należy zwrócić uwagę na występujące wahania

wartości natężenia promieniowania docierającego do powierzchni modułu. Wartość średnia

wyniosła 755,2 W/m2, a zmiany sięgały 8,3%. Widać również, że spadek promieniowania

nastąpił w chwili gdy moduł PV obciążany był małą rezystancją i pracował jak źródło

prądowe, wpłynęło to więc na to, że zmierzony prąd zwarcia obarczony jest pewnym błędem.

Innym istotnym parametrem, który trzeba wziąć pod uwagę jest temperatura modułu,

wyraźnie bowiem widać, że wyższa jest ona od temperatury zakładanej przez warunki STC

oraz ,że wzrasta ona wraz ze wzrostem mocy oddawanej przez moduł.

Na podstawie danych zostały sporządzone wykresy przedstawiające charakterystyki

prądowo-napięciowe.

71

Rys. 6.21. Charakterystyka ogniwa SUNTECH STP180S-24/Ac (β = 45o) [opracowanie własne]

Rys. 6.22. Przebieg zmian natężenia promieniowania słonecznego (β = 45o) [opracowanie własne]

Na rysunku 6.21 przedstawiono charakterystykę dla kąta pochylenia równego 45o, oraz

zaznaczono wszystkie punkty charakterystyczne:

- Napięcie otwartego obwodu Uoc = 41,0[V],

- Napięcie przy punkcie mocy maksymalnej Umpp = 30,2[V]

- Prąd przy punkcie mocy maksymalnej Impp = 4,83[A]

- Moc maksymalna Pmax = 145,9[W]

- Prąd zwarcia Isc = 4,73[A]

Pmax=145,9W

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

6,1

11

,3

18

,3

28

,4

31

,2

34

,2

35

,9

37

,1

37

,4

39

,1

39

,9

40

,8

Mo

c m

od

ułu

[W

]

Prą

d m

od

ułu

[A

]

U[V]

I - pv P - pv

Impp = 4,83AIsc = 4,73A

Umpp = 30,2V Uoc = 41,0V

600,0

650,0

700,0

750,0

800,0

850,0

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70

Na

tęże

nie

pro

mie

nio

wa

nia

[W

/m2

]

Numer kolejny pomiaru

Irradiacja

Eśr = 755,2W/m2

72

Widoczny jest błąd powstały w wyniku zmian natężenia promieniowania o którym

wspomniano wcześniej, spowodował on, że wartość prądu zwarcia jest niższa niż wartość

prądu w punkcie mocy maksymalnej co przy stałym natężeniu promieniowania nie może mieć

miejsca.

Rysunek 6.23 przedstawia wykres zmian temperatury, widzimy na nim, że w czasie gdy

moduł dostarczał maksymalnej mocy jego temperatura wynosiła 42,5oC czyli o 17,5oC więcej

niż zakładają standardowe warunki testowania. Uwzględniając współczynnik temperaturowy

mocy maksymalnej podany w karcie katalogowej modułu, który wynosi -0,48%/oC, możemy

wyliczyć, że gdyby temperatura modułu wynosiła 25oC w tych samych warunkach

rzeczywistych osiągnęlibyśmy moc maksymalną 159,3W jest to 9,2% więcej.

Podobna sytuacja jest z napięciem obwodu otwartego, którego współczynnik temperaturowy

wynosi -0,34%/oC, w temperaturze 25oC Uoc powinno wynosić 43,1V.

Rys. 6.23. Przebieg zmian temperatury modułu (β = 45o) [opracowanie własne]

Ostatnim krokiem po wyznaczeniu charakterystyki prądowo-napięciowej było obliczenie

współczynnika wypełnienia, sprawności oraz rezystancji optymalnej. Współczynnik

wypełnienia:

= !?/C9 ∙ > = 145,94,73 ∙ 41,0 = 145,9193,9 = 0,75(6.2.1)

37,0

38,0

39,0

40,0

41,0

42,0

43,0

28

,9

33

,9

53

,0

77

,5

85

,1

11

3,9

13

2,6

14

5,9

14

3,5

14

1,5

13

6,8

12

9,9

12

2,1

11

2,8

10

3,9

93

,5

82

,3

73

,3

62

,6

51

,2

39

,9

28

,3

16

,3

4,1

Te

mp

era

ura

mo

du

łu [

oC

]

Moc modułu [W]

Temp

73

Sprawność:

= ∙ 9 ∙ > ∙ = 0,75 ∙ 4,73 ∙ 41,0755,2 ∙ 1,125 = 0,158 ∙ 100% = 15,8%(6.2.2) gdzie: E – natężenie promieniowania padającego na płaszczyznę modułu, przyjęto wartość

średnią 755,2W/m2.

S – powierzchnia ogniw fotowoltaicznych w module = 1,125m2

Rezystancja optymalna:

;u0 = >?uu9?uu = 30,2E4,83F = 6,25(6.2.3) • Pomiar modułu SUNTECH STP180S-24/Ac (β = 0o)

L.p Napięcie modułu

PV

Prąd modułu

PV

Moc modułu

PV

Natężenie promieniowania

słonecznego

Temperatura modułu PV

Rezystancja odciążenia

[V] [A] [W] [W/m2] [oC] [Ω]

1 3,00 2,26 6,78 454,0 41,0 1,3

2 3,20 2,26 7,23 450,0 41,5 1,4

3 4,10 2,26 9,27 448,0 41,5 1,8

4 6,30 2,23 14,05 446,0 41,5 2,8

5 12,80 2,23 28,54 448,0 41,5 5,7

6 16,80 2,23 37,46 448,0 42,0 7,5

7 19,40 2,22 43,07 446,0 42,0 8,7

8 22,30 2,22 49,51 448,0 42,0 10,0

9 30,40 2,20 66,88 448,0 42,5 13,8

10 32,60 2,10 68,46 446,0 42,5 15,5

11 33,10 2,00 66,20 438,0 42,5 16,6

12 34,00 1,90 64,60 440,0 42,5 17,9

13 34,70 1,80 62,46 440,0 42,0 19,3

14 35,20 1,70 59,84 440,0 42,0 20,7

15 35,80 1,60 57,28 442,0 42,0 22,4

16 36,00 1,50 54,00 440,0 42,0 24,0

17 36,40 1,40 50,96 442,0 42,0 26,0

18 36,70 1,30 47,71 442,0 42,0 28,2

19 36,90 1,20 44,28 442,0 42,0 30,8

20 37,20 1,10 40,92 444,0 41,5 33,8

21 37,40 1,00 37,40 446,0 41,5 37,4

22 37,70 0,90 33,93 446,0 41,5 41,9

23 37,90 0,80 30,32 446,0 41,5 47,4

24 38,10 0,70 26,67 448,0 41,0 54,4

25 38,30 0,60 22,98 448,0 41,0 63,8

26 38,40 0,50 19,20 448,0 41,0 76,8

27 38,60 0,40 15,44 450,0 41,0 96,5

28 38,80 0,30 11,64 450,0 41,0 129,3

74

29 38,90 0,20 7,78 446,0 40,5 194,5

30 39,10 0,10 3,91 446,0 40,5 391,0

Średnia 445,5

Max.454,0

Min.438,0 Tabela 2. Wyniki pomiaru modułu SUNTECH STP180S-24/Ac (β = 0o)

Pomiary przy kącie pochylenia równym 0o (moduł ustawiony równolegle do podłoża)

przebiegły w niemal idealnych warunkach. Wahania natężenia promieniowania nie

przekraczały 3%, od razu jednak rzucił się w oczy spadek jego wartości aż o 41%.

Zaznaczając, że natężenie bezpośrednie wynosiło w tej samej chwili ok. 800 W/m2

Rys. 6.24. Charakterystyka ogniwa SUNTECH STP180S-24/Ac (β = 0o) [opracowanie własne]

- Napięcie otwartego obwodu Uoc = 39,1[V],

- Napięcie przy punkcie mocy maksymalnej Umpp = 32,6[V]

- Prąd przy punkcie mocy maksymalnej Impp = 2,10[A]

- Moc maksymalna Pmax = 68,4[W]

- Prąd zwarcia Isc = 2,26[A]

Pmax = 68,46 W

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,0

0

3,2

0

4,1

0

6,3

0

12

,80

16

,80

19

,40

22

,30

30

,40

32

,60

33

,10

34

,00

34

,70

35

,20

35

,80

36

,00

36

,40

36

,70

36

,90

37

,20

37

,40

37

,70

37

,90

38

,10

38

,30

38

,40

38

,60

38

,80

38

,90

39

,10

Mo

c m

od

ułu

[W

]

Prą

d m

od

ułu

[A

]

I - pv P - pv

U[V]

Umpp=32,60V

Impp = 2,10A

Isc = 2,26A

Uoc = 39,10V

Eśr = 445,5W/m2

75

Współczynnik wypełnienia:

= !?/C9 ∙ > = 68,42,26 ∙ 39,1 = 68,488,3 = 0,77(6.3.1)

Sprawność:

= ∙ 9 ∙ > ∙ = 0,77 ∙ 2,26 ∙ 39,1445,5 ∙ 1,125 = 0,135 ∙ 100% = 13,5%(6.3.2) gdzie: E – natężenie promieniowania padającego na płaszczyznę modułu, przyjęto wartość

średnią 445,5W/m2.

S – powierzchnia ogniw fotowoltaicznych w module = 1,125m2

Rezystancja optymalna:

;u0 = >?uu9?uu = 32,6E2,10F = 15,52(6.3.3)

Rys. 6.25. Przebieg zmian natężenia promieniowania słonecznego (β = 0o) [opracowanie własne]

420,0

430,0

440,0

450,0

460,0

470,0

480,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Na

tęże

nie

pro

mie

nio

wa

nia

sło

ne

czn

eg

o [

W/m

2]

Numer kolejny pomiaru

Irradiacja

76

Rys. 6.26. Przebieg zmian temperatury modułu (β = 0o) [opracowanie własne]

• Wyniki pomiaru modułu SUNTECH STP180S-24/Ac (β = 90o)

L.p Napięcie modułu

PV

Prąd modułu

PV

Moc modułu

PV

Natężenie promieniowania

słonecznego

Temperatura modułu PV

Rezystancja odciążenia

[V] [A] [W] [W/m2] [oC] [Ω]

2 5,80 4,28 24,82 706,0 43,0 1,4

3 8,00 4,26 34,08 704,0 42,5 1,9

4 12,60 4,26 53,68 704,0 42,5 3,0

5 14,10 4,24 59,78 702,0 42,5 3,3

6 15,70 4,23 66,41 702,0 42,5 3,7

7 18,00 4,23 76,14 702,0 42,5 4,3

8 21,50 4,22 90,73 702,0 42,5 5,1

9 24,40 4,20 102,48 700,0 42,5 5,8

10 29,00 4,10 118,90 702,0 42,0 7,1

11 30,50 4,00 122,00 702,0 42,0 7,6

12 31,60 3,90 123,24 698,0 42,0 8,1

13 32,40 3,80 123,12 704,0 42,0 8,5

14 33,00 3,70 122,10 706,0 42,0 8,9

15 33,10 3,60 119,16 694,0 43,0 9,2

16 33,50 3,50 117,25 692,0 43,0 9,6

17 34,30 3,40 116,62 694,0 43,0 10,1

18 34,40 3,30 113,52 706,0 41,5 10,4

19 34,70 3,20 111,04 704,0 41,5 10,8

20 35,00 3,10 108,50 706,0 41,5 11,3

21 35,20 3,00 105,60 706,0 41,5 11,7

39,5

40,0

40,5

41,0

41,5

42,0

42,5

43,0

6,7

8

7,2

3

9,2

7

14

,05

28

,54

37

,46

43

,07

49

,51

66

,88

68

,46

66

,20

64

,60

62

,46

59

,84

57

,28

54

,00

50

,96

47

,71

44

,28

40

,92

37

,40

33

,93

30

,32

26

,67

22

,98

19

,20

15

,44

11

,64

7,7

8

3,9

1

Te

mp

era

tura

mo

du

łu [

oC

]

Moc modułu [W]

Temp

77

22 35,50 2,90 102,95 704,0 41,5 12,2

23 35,80 2,80 100,24 704,0 41,0 12,8

24 36,00 2,70 97,20 706,0 41,0 13,3

25 36,20 2,60 94,12 706,0 41,0 13,9

26 36,40 2,50 91,00 706,0 41,0 14,6

27 36,60 2,40 87,84 694,0 40,5 15,3

28 36,80 2,30 84,64 690,0 39,5 16,0

29 37,00 2,20 81,40 696,0 39,5 16,8

30 37,20 2,10 78,12 702,0 39,0 17,7

31 37,40 2,00 74,80 704,0 41,5 18,7

32 37,60 1,90 71,44 702,0 41,5 19,8

33 37,80 1,80 68,04 712,0 41,5 21,0

34 37,90 1,70 64,43 712,0 41,5 22,3

35 37,80 1,60 60,48 742,0 41,5 23,6

36 38,40 1,50 57,60 750,0 41,5 25,6

37 38,50 1,40 53,90 748,0 41,5 27,5

38 38,60 1,30 50,18 738,0 41,5 29,7

39 38,70 1,20 46,44 720,0 41,5 32,3

40 38,80 1,10 42,68 714,0 41,5 35,3

41 38,80 1,00 38,80 702,0 41,5 38,8

42 39,00 0,90 35,10 702,0 41,5 43,3

43 39,20 0,80 31,36 714,0 41,0 49,0

44 39,30 0,70 27,51 718,0 41,0 56,1

45 39,50 0,60 23,70 714,0 41,0 65,8

46 39,60 0,50 19,80 718,0 41,0 79,2

47 39,70 0,40 15,88 718,0 41,0 99,3

48 39,90 0,30 11,97 716,0 41,0 133,0

49 40,00 0,20 8,00 718,0 41,0 200,0

50 40,10 0,10 4,01 716,0 41,0 401,0

Średnia 708,5

Max.750,0

Min.690,0 Tabela 3. Wyniki pomiaru modułu SUNTECH STP180S-24/Ac (β = 90o)

Wahania natężenia promieniowania nie przekraczały 6%.

78

Rys. 6.27. Charakterystyka ogniwa SUNTECH STP180S-24/Ac (β = 90o) [opracowanie własne]

- Napięcie otwartego obwodu Uoc = 40,1[V],

- Napięcie przy punkcie mocy maksymalnej Umpp = 31,6[V]

- Prąd przy punkcie mocy maksymalnej Impp = 3,90[A]

- Moc maksymalna Pmax = 123,24[W]

- Prąd zwarcia Isc = 4,27[A]

Pmax = 123,24W

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

5,00

5,5

0

14

,10

24

,40

32

,40

34

,30

35

,20

36

,20

37

,00

37

,80

38

,50

38

,80

39

,50

40

,00

Mo

c m

od

ułu

[W

]

Prą

d m

od

ułu

[A

]

I - pv P - pv

U[V]

Isc = 4,27A

Impp = 3,90A

Umpp = 31,60V Uoc = 40,10V

Eśr = 708,5 W/m2

79

Rys. 6.28. Przebieg zmian natężenia promieniowania słonecznego (β = 90o) [opracowanie własne]

Rys. 6.29. Przebieg zmian temperatury modułu (β = 90o) [opracowanie własne]

660,0

670,0

680,0

690,0

700,0

710,0

720,0

730,0

740,0

750,0

760,0

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49

Na

tęże

nie

pro

mie

nio

wa

nia

[W

/m2

]

Numer kolejny pomiaru

Irradiacja

40,0

40,5

41,0

41,5

42,0

42,5

43,0

43,5

23

,49

34

,08

59

,78

76

,14

10

2,4

8

12

2,0

0

12

3,1

2

11

9,1

6

11

6,6

2

11

1,0

4

10

5,6

0

10

0,2

4

94

,12

87

,84

81

,40

74

,80

68

,04

60

,48

53

,90

46

,44

38

,80

31

,36

23

,70

15

,88

8,0

0

Te

mp

era

tura

mo

du

łu [

oC

]

Moc modułu [W]

Temp

80

Współczynnik wypełnienia:

= !?/C9 ∙ > = 123,244,27 ∙ 40,1 = 123,24171,22 = 0,72(6.4.1)

Sprawność:

= ∙ 9 ∙ > ∙ = 0,72 ∙ 4,27 ∙ 40,1708,5 ∙ 1,125 = 0,154 ∙ 100% = 15,4%(6.4.2) gdzie: E – natężenie promieniowania padającego na płaszczyznę modułu, przyjęto wartość

średnią 708,5W/m2.

S – powierzchnia ogniw fotowoltaicznych w module = 1,125m2

Rezystancja optymalna:

;u0 = >?uu9?uu = 31,6E3,90F = 8,10(6.4.3)

Uzyskane w badaniu charakterystyk parametry zestawiono w tabeli 4 w celu ich

porównania oraz odniesienia do danych podanych przez producenta.

Parametr modułu PV Dane

producenta (przy STC)

Kąt pochylenia modułu (β)

0o 45o 90

Napięcie obwodu otwartego Uoc [V] 44,8 39,1 41,0 40,1

Prąd zwarcia Isc [A] 5,29 2,26 4,73 4,27

Napięcie w punkcie mocy max Umpp [V] 36,0 32,6 30,2 31,6

Prąd w punkcie mocy max Impp [A] 5,00 2,10 4,83 3,90

Moc maksymalna Pmpp [W] 180,0 68,4 145,9 123,2

Rezystancja optymalna Ropt [Ω] 7,2 15,5 6,25 8,10

Współczynnik wypełnienia FF 0,76 0,77 0,75 0,72

Sprawność η [%] Dla mono-Si

15-18 13,5 15,8 15,5

Natężenie promieniowania padającego prostopadle na powierzchnie modułu E [W/m2]

1000 445,5* 755,2* 708,5*

Tabela 4. Porównanie charakterystycznych parametrów modułu dla różnych kątów pochylenia [opr. własne] * wartości średnie.

81

W warunkach rzeczywistych w których przeprowadzono badanie, przy całkowicie

bezchmurnym niebie zanotowano maksymalne promieniowanie na poziomie 818 W/m2,

zatem o 18,8% niższe od zakładanego przez warunki standardowe. Zgodnie z oczekiwaniami

uzyskano większą wartość dla punktu mocy maksymalnej przy nastawieniu kąta pochylenia

45o. Sprawność modułu wahała się od 13,5 do 15,8% co również pokrywa się z założeniami

teoretycznymi dla ogniw wykonanych w technologii monokrystaliczne. Na uwagę zasługuje

natomiast znaczny spadek mocy po ustawieniu modułu pod kątem 0o, który wyniósł aż 53%

w stosunku do mocy przy kącie 45o. Energia promieniowania słonecznego padająca na

powierzchnię modułu osiągała wartość 445,5 W/m2 spowodowane to jest tym, że do tak

ustawionego modułu dociera w mniejszych ilościach promieniowanie odbite i rozproszone.

Także w takim ustawieniu sprawność była najniższa.

Jak wynika z wartości współczynnika wypełnienia, nie należy interpretować go jako

miarę sprawności czy efektywności modułu PV, jest to tylko współczynnik wypełnienia

charakterystyki U-I. Dowodem na to jest jego wysoka wartość przy najniższej uzyskanej

mocy maksymalnej.

Potwierdziły się wcześniejsze dowody na to, że zmiana natężenia promieniowanie nie

wpływa znacznie na napięcie otwartego obwodu, powoduje natomiast znaczące zmiany

prądu. Powoduje to, że bardzo istotnym staje się problem dopasowania obciążenia do ogniwa

fotowoltaicznego tak aby zawsze wykorzystanie mocy było optymalne. Służą do tego celu

odpowiednie regulatory, czy przetwornice zawierające specjalne mechanizmy śledzące

położenie punku mocy maksymalnej.

• Badanie wpływu zacienienia

Drugim badaniem przeprowadzonym na stanowisku było sprawdzenie wpływy

zacienienia jednego ogniwa w całym module fotowoltaicznym na jego moc maksymalną.

Schemat połączeń układu dla tego celu pozostaje taki sam jak przy wyznaczaniu

charakterystyk prądowo-napięciowych (Rys. 6.18). Pomiary przeprowadzono również przy

trzech kątach pochylenia modułu tj.0o, 45o i 90o Przebieg badania polegał na wykonaniu

następujących kroków:

1) Ustawienie kąta azymutu odpowiadającego aktualnej pozycji słońca

2) Ustawienie określonego kąta pochylenia modułu

3) Znalezienie punktu mocy maksymalnej przy pomocy potencjometru regulacji

obciążenia i zapisanie wskazań do arkusza kalkulacyjnego

4) Zasłonięcie jednego z ogniw modułu przy pomocy nie przepuszczającego światła

materiału

82

5) Ponowne znalezienie punku mocy maksymalnej i zapisanie aktualnych wskazań do

arkusza kalkulacyjnego

6) Zmiana kąta pochylenia i powtórzenie kroków 3), 4), 5)

UWAGA: Bardzo ważne jest aby natężenie promieniowania padającego na powierzchnie

modułu przy danym kącie pochylenia podczas przeprowadzania badania pozostawało nie

zmienne.

Wyniki pomiarów zebrano w tabeli 5 oraz przedstawiono na rysunku 6.30.

Tabela. 5

Parametr modułu PV

Kąt pochylenia modułu (β)

90o 45o 0o

BZ Z BZ Z BZ Z

Napięcie w punkcie mocy max Umpp [V]

32,50 22,00 32,50 22,40 30,90 21,60

Prąd w punkcie mocy max Impp [A]

3,89 3,60 3,93 3,58 2,15 2,00

Moc maksymalna Pmpp [W] 126,42 79,10 127,73 80,19 66,40 43,20

Natężenie promieniowania E [W/m2]

716,0 714,0 678,0 678,0 450,0 452,0

BZ – ogniwo bez zaciemnienia, Z – ogniwo zaciemnione

Rys. 6.30. Wpływ zacienienia ogniwa na moc szczytową, napięcie Umpp i prąd Impp [opracowanie własne]

32,50 V

22,40 V

32,50 V

22,00 V30,90 V

21,60 V

3,93 A 3,58 A 3,89 A 3,60 A

2,15 A 2,00 A

127,73 W

80,19 W

126,40 W

79,10 W66,40 W

43,20 W

678,00 W/m2 682,00 W/m2 716,00 W/m2 714,00 W/m2

450,00 W/m2 452,00 W/m2

1,00

2,00

4,00

8,00

16,00

32,00

64,00

128,00

256,00

512,00

1024,00

Na

pię

cie

, p

rąd

, m

oc,

irr

ad

iacj

a

U - pv I - pv P - pv Irr

45st. B.Z 45st. Z 90st. B.Z 90st. Z 0st. B.Z 0st. Z

83

Już po krótkiej analizie uzyskanych danych możemy stwierdzić, że zacienie jest istotnym

problemem. Widzimy bowiem iż moc maksymalna modułu dla każdego kąta pochylenia oraz

bez względu na natężenie promieniowania jest niższa o ok.37% w stosunku do mocy

osiąganej przy braku zacienienia.

Badany moduł składa się z 72 połączonych szeregowo ogniw z zastosowaniem diod

bocznikujących, co potwierdzają uzyskane wyniki w porównaniu z charakterystyką

przedstawioną wcześniej na rysunku 4.13. W przypadku braku diod przy połączeniu

szeregowym całkowite zasłonięcie jednego ogniwa spowodowało by spadek mocy modułu do

zera, a także duży wzrost temperatury zacienionego ogniwa, który mógłby doprowadzić do

jego uszkodzenia.

6.5. Analiza parametrów instalacji

Dodatkowo została wykonana krótka analiza parametrów instalacji fotowoltaicznej

wchodzącej w skład stanowiska. Do tego calu należy zmontować układ zgodnie ze

schematem na rysunku 6.31, następnie wykonujemy odczyty wszystkich parametrów.

Rys. 6.31. Poglądowy schemat połączeń tworzący na stanowisku badawczym instalację off-grid [opr. własne]

84

Na rysunku 6.32 zaprezentowano graficznie parametry, które umożliwiają pełną analizę

stanu pracy instalacji w danej chwili.

Rys. 6.32. Parametry pracy instalacji fotowoltaicznej typu off-grid [opracowanie własne]

Możemy stwierdzić, że moc dostarczana przez moduł wynosi 111,8W, moc ta jest

wyższa niż zapotrzebowanie przez obciążenie, dlatego nadwyżka (41,6W) przekazywana jest

do ładowania akumulatorów. Bardzo ciekawym spostrzeżeniem jest natomiast napięcie

modułu, które równe jest napięciu akumulatorów. Oznacza to, że rozwiązania konstrukcyjne

inwertera TN-1500 przystosowanego do pracy z akumulatorami 24V nie pozwolą na

maksymalne wykorzystanie mocy modułu fotowoltaicznego, którego napięcie w punkcie

mocy maksymalnej UMPP znajduje się poza zakresem 24-28V. Wynika z tego, że moduł

wchodzący w skład zestawu może dostarczyć maksymalnie 140W

[13][14][30][31][32][33][40][41].

1

Napięcie akumulatora [V] 24,80

Napięcie modułu PV [V] 24,90

Prąd modułu PV [A] 4,49

Prąd akumulatora [A] -1,68

Moc modułu PV [W] 111,80

Moc akumulatora [W] -41,60

Irradiacja [W/m2] 752,00

Temp. ogniwa PV [oC] 45,00

24,80 24,90 4,49

-1,68

111,80

-41,60

752,00

45,00

-100,00

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

800,00

Parametry instalacji fotowoltaicznej w dniu 09.05.2012 ,godz 15:10

85

7. SYMULACJA WYDAJNOŚCI PRACY INSTALACJI PV

Istnieje wiele programów do komputerowego wspomagania projektowania

i symulujących pracę instalacji fotowoltaicznych. Programy te można podzielić na kilka

podstawowych typów:

- Narzędzia do projektowania systemów PV – wymiarowanie i dobieranie elementów;

- Programy symulujące parametry funkcjonowania systemu PV;

- Otwarte środowiska symulacyjne np.: Simulink, Matlab;

- Bazy danych i programy narzędziowe.

Poniżej przedstawiona została symulacja instalacji znajdującej się na stanowisku

badawczym, w celu porównania uzyskanych w przeprowadzonych badaniach wyników, tj.

natężenia promieniowania oraz maksymalnej mocy modułu w zależności od kąta pochylenia.

Do przeprowadzenia symulacji wybrano prosty w obsłudze i przyjazny dla użytkownika

program PVSYST w wersji ewaluacyjnej 5.59. Jest to program, który pozwala obliczyć, ile

energii będzie mógł wygenerować dany układ fotowoltaiczny w okresie dziennym,

miesięcznym, rocznym. Można również obliczyć kosz 1KW/h energii elektrycznej

wyprodukowanej przez system PV, biorąc pod uwagę koszty wszystkich jego elementów,

montażu i eksploatacji oraz amortyzację w założonym czasie.

Dane wyjściowe przyjęte do symulacji to:

- Lokalizacja systemu – z powodu braku danych meteorologicznych dla Bydgoszczy,

przyjęta została Warszawa;

- Ustawienie modułu PV – azymut 56,0oW ( tak samo jak w trakcie badań), kąty

pochylenia 0o, 45o, 90o;

- Moduł PV – SUNTECH 180S-24/Ac – dostępny w bazie danych PVSYST;

- Akumulator 2x12V / 100Ah – w połączeniu szeregowym (24V/100Ah).

Po uruchomieniu programu w pierwszym oknie wybieramy kolejno Project design oraz

Stand alone (system off-grid), następnie naciskamy OK. (Rys.7.1). Pojawi się okno nowego

projektu (Rys.7.2) na którym klikamy Project. W kolejnym etapie przedstawionym na

rysunku 7.3 wprowadzamy nazwę projektu, dane inwestora, itp. Następnie wybieramy

przycisk z napisem Site and meteo, aby ustalić szczegóły lokalizacji (Rys.7.4). W bazie

danych meteo zawartej w programie PVSYST dostępne dla Polski lokalizacje to Gdańsk,

Warszawa i Kraków, wybieramy Warszawę po czym klikamy Next. W oknie pokazanym na

rysunku 7.5 określamy albedo, można podawać wartości tego współczynnika dla

poszczególnych miesięcy oraz dla różnych materiałów od których promieniowanie słoneczne

86

się odbija. W naszym przypadku pozostawiamy wartości domyślne i zatwierdzamy

przyciskiem OK.

Rys. 7.1. Ekran początkowy [opracowanie własne]

Rys. 7.2. Okno główne nowego projektu [opracowanie własne]

87

Rys. 7.3. Dane identyfikujące obliczenia [opracowanie własne]

Rys. 7.4. Okno wyboru lokalizacji [opracowanie własne]

88

Rys. 7.5. Okno służące do ustawień wartości albedo [opracowanie własne]

Następnie przechodzimy do opcji Orientation w głównym oknie projektu ( patrz rys.7.2).

W sekcji tej wprowadzamy azymut oraz kąt pochylenia modułu PV i zatwierdzamy klikając

Ok (Rys.7.6). Możemy tu również wybrać optymalne kąty dla danych okresów w roku

korzystając z opcji Show Optimisation.

Rys. 7.6. Okno do wprowadzania kątów azymutu i nachylenia [opracowanie własne]

89

Kolejnym etapem symulacji będzie wyświetlenie okna dla opcji Horizon (patrz rys.7.2),

na rysunku 7.7 widzimy odwzorowanie drogi słońca po nieboskłonie w ciągu dnia dla

podanej wcześniej lokalizacji.

Rys. 7.7. Wykres pozycji słońca [opracowanie własne]

Kolejna opcja programu z głównego okna (Rys.7.2) to Near shading, służy ona do

wprowadzania parametru zacienienia. Jeżeli nie przewidziano takiej sytuacji, jak w naszym

przypadku, wystarczy zaznaczyć w tym oknie opcję No shading.

Następnym etapem będzie przystąpienie do zdefiniowania systemu fotowoltaicznego.

W tym celu z okna głównego programu wybieramy opcję System. Na początku definiujemy

profil obciążenia (Rys.7.8), w przypadku niniejszej symulacji ustawione tu wartości nie będą

miały znaczenia gdyż interesuje nas tylko moc uzyskiwana przez moduł oraz natężenie

promieniowania, dlatego przechodzimy dalej klikając Next. Następnie definiujemy instalację,

podając typ, liczbę oraz sposób połączenia akumulatorów i modułów PV co przedstawiono na

rysunku 7.9.

Dotarliśmy do momentu, w którym pozostało już tylko wydanie polecenia

przeprowadzenia symulacji.

90

Rys. 7.8. Profil obciążenia projektowanego systemu [opracowanie własne]

Rys. 7.9. Dobór akumulatorów i modułów [opracowanie własne]

91

Aby uruchomić symulację wracamy do głównego okna (Rys.7.2) i klikamy Simulation.

Otworzy się okno przedstawione na rysunku 7.10 w którym możemy ustawić okres z jakiego

mają być uwzględniane dane meteorologiczne, dane zawarte w programie pochodzą z roku

1990. Rozpoczynamy symulację przyciskiem Simulation.

Rys. 7.10. Ekran ustawień symulacji [opracowanie własne]

Rys. 7.11. Ogólne wyniki symulacji [opracowanie własne]

92

Wynikiem symulacji jest wiele raportów, tabel i wykresów. Dostęp do nich uzyskujemy

w oknie z rysunku 7.11 w sekcji Detailed results. Nas interesują wykresy godzinowe na

których zobaczymy jaka moc będzie generowana przez moduł PV i jaka energia

promieniowania pada na jego płaszczyznę. Klikamy więc przycisk Hourly graphs.

W oknie które się otworzy (Rys.7.12) ustawiamy parametry które mają być zawarte na

wykresie, a więc w sekcji Variables to be plotted zaznaczamy global incident In coll. plane

oraz array virtual energy at MPP, w sekcji Time scale definitions ustawiamy Hourly values

i klikamy Graph.

Rys. 7.12. Ustawienia parametrów wykresu [opracowanie własne]

Wygenerowaliśmy w ten sposób wykres godzinny na którym przechodzimy do

interesującego nas dnia, jest to ten sam dzień i miesiąc w którym przeprowadzane były

rzeczywiste badania, z tą tylko różnicą, że w roku 1990, godzina badań 16:00. Wykresy

z symulacji dla trzech kątów przedstawiono na rysunkach 7.13, 7.14 i 7.15.

Dane odczytane z wykresów uzyskanych w symulacji pokrywają się z danymi z badań

rzeczywistych (Tabela 6), potwierdza to, że badania zostały wykonane poprawnie.

Przedstawiony przykład symulacji pokazuje, jak w łatwy i szybki sposób można wstępnie

ocenić podstawowe parametry funkcjonowania projektowanego systemu fotowoltaicznego.

93

Rys. 7.13. Wyniki symulacji dla kąta pochylenia 0° [opracowanie własne]

Rys. 7.14. Wyniki symulacji dla kąta pochylenia 45° [opracowanie własne]

94

Rys. 7.15. Wyniki symulacji dla kąta pochylenia 90° [opracowanie własne]

W tabeli 6 zestawione zostały parametry uzyskane w rzeczywistym badaniu

w porównaniu do danych symulacyjnych.

Tabela 6

Parametr modułu PV

Kąt pochylenia modułu (β)

90o 45o 0o

R S R S R S

Moc maksymalna Pmpp [W] 123,2 ok.120 145,9 ok.130 68,4 ok.60

Natężenie promieniowania E (prostopadłe) [W/m2]

708,5 ok.750 755,2 ok.800 445,5 ok.400

R – wartości rzeczywiste, S – wartości uzyskane w symulacji [8][18][25][29]

95

8. PODSUMOWANIE I WNIOSKI

Zarówno cel poznawczy jak i praktyczny niniejszej pracy został osiągnięty,

a przeprowadzone badania charakterystyk użytkowych modułu fotowoltaicznego potwierdziły

postawione na wstępie tezy o zależności między kątami pochylenia modułu fotowoltaicznego

a jego efektywnością działania. Jak również to, że efekt zacienienia modułu jest ważnym

czynnikiem eksploatacyjnym dla całej instalacji fotowoltaicznej.

Zastosowania dla źródeł fotowoltaicznych obejmują obecnie moce rzędu megawatów,

które mogą zapewnić autonomię zasilania i zmniejszyć zużycie energii pozyskiwanej ze

źródeł konwencjonalnych. Źródła fotowoltaiczne mogą być formowane z dowolnej liczby

modułów, co pozwala na ich wykorzystanie zarówno w systemach rozproszonych,

przewidzianych do zasilania pojedynczych odbiorców, jak również w systemach

scentralizowanych oddających energię do krajowych sieci energetycznych.

Olbrzymi postęp w technologii modułów i systemów fotowoltaicznych, a także

wprowadzane systemy wsparcia, wskazują, że źródła fotowoltaiczne mogą mieć w niedalekiej

przyszłości znaczny udział w globalnej produkcji energii elektrycznej, co miałoby istotny

wpływ na ograniczenie emisji gazów cieplarnianych, a zatem na poprawę stanu środowiska

naturalnego.

Analizując wyniki badań dla przyjętego w pracy zakresu trzech kątów i wpływu

zaciemnienia jednego ogniwa w module, można stwierdzić, że dla warunków pogodowych

i pory przeprowadzonych badań największy wpływ na kształt charakterystyki miała zmiana

kąta pochylenia. Największą wartość liczbową (145,9 W) mocy maksymalnej uzyskano dla

kąta 45o, a najniższą (68,4 W) dla kąta pochylenia 0o. Zmiana natężenia promieniowanie

padającego na powierzchnię modułu nie wpływała znacznie na napięcie otwartego obwodu,

powoduje jednak znaczące zmiany wartości generowanego prądu.

Jak pokazały wstępne badania przeprowadzone w dość ograniczonym zakresie, przy

zmianach płaszczyzny położenia modułu PV uzyskano 53% różnicę w wartościach

liczbowych mocy maksymalnej, co pozwala wnioskować, że problem wart jest dalszych

dociekań badawczych.

Aby bardziej zgłębić zagadnienia wpływu warunków rzeczywistych na charakterystyki

pracy modułów fotowoltaicznych, warto również przeprowadzić inne badania takie jak np.:

- Zależność rezystancji optymalnej, mocy maksymalnej, prądu zwarcia i napięcia

otwartego obwodu od natężenia promieniowania,

- Obliczenia rezystancji optymalnej i sporządzenie charakterystyki Ropt=f(P),

96

- Wpływ kąta pochylenia na moc maksymalną przy stałym obciążeniu,

- Wpływ kąta azymutu na moc maksymalną przy stałym obciążeniu,

- Wpływ natężenia promieniowania na moc maksymalną przy stałym obciążeniu,

- Wpływ kąta azymutu na charakterystykę U-I,

- Sporządzenie wykresu ISC =f(β) w całym zakresie 0-90o,

oraz wykonać dobową rejestracje parametrów pracy instalacji fotowoltaicznej wchodzącej

w skład stanowiska.

W celu usprawnienia badań i poprawienia ich dokładności, szczególnie przy wyznaczaniu

charakterystyk I-U niezbędne jest dodatkowe sztuczne źródło światła o odpowiednio dużej

mocy.

Badanie wpływu zacienienia pokazało jak znaczny wpływ ma ono na wydajność

i powinno być w jak najwyższym stopniu eliminowane. Podczas montażu modułów

fotowoltaicznych należy zwracać ogromną uwagę na stałe elementy otoczenia takie jak

wysokie obiekty budowlane, słupy, przewody energetyczne, drzewa, itp. Podczas eksploatacji

również należy pamiętać aby utrzymywać powierzchnie modułu w czystości, zalegające

liście, śnieg, ptasie odchody, a nawet kurz spowoduje, że wydajność całego systemu PV

znacznie spadnie.

Podsumowując:

1. Na efektywność pracy instalacji PV wpływa odpowiedni dobór mocy, typu ogniwa

oraz prawidłowa instalacja i eksploatacja.

2. Chwilowe moce wytwarzane przez panele PV mogą różnić się od podanych przez

producenta co wynika z różnicy warunków pracy w porównaniu z warunkami

laboratoryjnymi.

3. Nowa ustawa o OŹE może zapewnić znaczny rozwój mikro i małych instalacji PV

w Polsce.

4. Realizowane badania umożliwią porównywanie modułów oferowanych na rynku nie

tylko z punktu widzenia ich mocy szczytowej.

5. Zaproponowane stanowisko do badań efektywności modułów fotowoltaicznych jest

przykładem próby rozwiązania problemu badań modułów w warunkach

rzeczywistych.

97

9. LITERATURA

9.1. Książki, skrypty i publikacje

[1] Jastrzębska G.: Odnawialne źródła energii i pojazdy proekologiczne. Wydawnictwo

Naukowo-Techniczne, wyd. II, Warszawa 2009.

[2] Krawiec F.: Odnawialne źródła energii w świetle globalnego kryzysu energetycznego.

Wybrane problemy. Wydawnictwo Difin. Warszawa 2010.

[3] Klugman-Radziemska E.: Odnawialne źródła energii. Przykłady obliczeniowe. Wyd.

IV, Wydawnictwo Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2011.

[4] Klugman-Radziemska E.: Fotowoltaika w teorii i praktyce. Wydawnictwo BTC

Legionowo 2010.

[5] Lewandowski W.M.: Proekologiczne odnawialne źródła Energii. Wydanie IV.

Wydawnictwo Naukowo-Techniczne. Warszawa 2010.

[6] Ligus M.: Efektywność inwestycji w odnawialne źródła energii. Wydawnictwo

CeDeWu. Warszawa 2010.

[7] Mroziński A.: Recykling ogniw fotowoltaicznych. Inżynieria i Aparatura Chemiczna,

Nr 5/2010, Vol. 49 (41), str. 85-86

[8] Mroziński A.: Wspomaganie komputerowe projektowania instalacji solarnych. Ekologia

i Technika, Vol. 109, nr 6 (2010), str. 368-378

[9] Nowak W., Stachel A.A., Borsukiewicz-Gozdur A.: Zastosowania odnawialnych Źródeł

Energii. Wydawnictwo Naukowe Politechniki Szczecińskiej, Szczecin 2008.

[10] Olchowik J.M.: Cienkie warstwy w strukturach baterii słonecznych. Wydawnictwo

Uczelniane Politechniki Lubelskiej, Lublin 2004.

[11] Paruch J, Gałusza M.: Odnawialne i niekonwencjonalne źródła energii - poradnik.

[12] Pluta Z.: Słoneczne instalacje energetyczne. Oficyna Wydawnicza Politechniki

Warszawskiej, Warszawa 2008.

[13] Sarniak M.: Podstawy fotowoltaiki. Wydawnictwo Politechniki Warszawskiej,

Warszawa 2008.

[14] Skibowski M., Mroziński A.: Badanie efektywności działania modułów

fotowoltaicznych do wytwarzania odnawialnej energii elektrycznej. Zbiór rozpraw pod

redakcją J.K. Garbacza: Diagnozowanie stanu technicznego środowiska, Metody

badawcze - prognozy, Prace komisji ekologii i ochrony środowiska BTN, tom VI,

Bydgoszcz 2012, str. 249-256

98

[15] Smoliński S.: Fotowoltaiczne źródła energii i ich zastosowania. Wydawnictwo SGGW,

Warszawa 1998.

[16] Szkolenie z fotowoltaiki – Ogólnopolski cykl szkoleń z zakresu fotowoltaiki

prowadzony przez Politechnikę Warszawską, Bydgoszcz 2012.

[17] Wacławek M, Radzewicz T.: Ogniwa Słoneczne Wpływ Środowiska Naturalnego na

ich Pracę. Wydawnictwa Naukowo-Techniczne, Warszawa 2011.

9.2. Dane uzyskane za pośrednictwem Internetu [18] http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis

[19] http://www.pv.pl

[20] http://www.fotowoltaika.com.pl

[21] http://www.fotowoltaika.edu.pl

[22] http://www.mg.gov.pl

[23] http://www.solar-energy.pl

[24] http://www.reo.pl

[25] http://www.pvs.agh.edu.pl

[26] http://www.solaris18.blogspot.com

[27] http://www.selfa-pv.com

[28] http://www.solar-systems.pl

[29] http://www.pvsyst.com

9.3. Normy

[30] IEC 61215 - INTERNATIONAL STANDARD - Crystalline silicon terrestrial

photovoltaic (PV) modules - Design qualification and type approval

[31] INTERNATIONAL STANDARD - IEC 61646 - Thin-film terrestrial photovoltaic (PV)

modules - Design qualification and type approval

[32] IEC 61853 - INTERNATIONAL STANDARD - Photovoltaic (PV) module

performance testing and energy rating - Part 1: Irradiance and temperature performance

measurements and power rating

[33] PN-EN 50380:2003 - Karta danych i informacyjna tabliczka znamionowa modułów

fotowoltaicznych

9.4. Ustawy i regulacje prawne

[34] Dyrektywa Europejska 2009/28/WE

99

10. ZAŁĄCZNIKI

10.1. Schematy elektryczne układu pomiarowego

[35] Schemat elektryczny jednostki centralnej układu pomiarowego

[36] Schemat elektryczny czujnika nasłonecznienia

[37] Schemat elektryczny czujnika prądu akumulatora

[38] Schemat elektryczny obciążenia aktywnego

[39] Ramka transmitowanych danych

10.2. Karty katalogowe i instrukcje elementów instalacji fotowoltaicznej

[40] Inwerter DC/AC: Seria TS/TN-1500 – instrukcja obsługi

[41] Karta katalogowa modułu fotowoltaicznego SUNTECH STP180S-24/Ac

[42] Karta katalogowa akumulatorów SBLG-100-12i(sh)

10.3. Instrukcja przebiegu ćwiczenia do laboratorium