Publikujemy kolejny artykuł dr. inż. Grzegorza Lange na temat różnych aspektów projektowania i eksploatacji instalacji fotowoltaicznych. Poprzedni ukazał się nr 7-8/12 „Świata Szkła”. Autor omówił w nim typy modułów fotowoltaicznych oraz wpływ zacienienia i temperatury na moc modułu fotowoltaicznego. Poniżej opisuje kolejne grupy zagadnień.
Tryby pracy instalacji fotowoltaicznej
W skład instalacji fotowoltaicznej wchodzą urządzenia, które umożliwiają wykorzystanie energii wyprodukowanej w modułach fotowoltaicznych. Rodzaj i liczba tych urządzeń zależą od przeznaczenia instalacji.
Rozróżniamy wiele trybów pracy instalacji fotowoltaicznych. Schematy dotyczące najczęściej spotykanych przedstawiono na rys. 1-9.
Najprostsze przypadki to:
- współpraca z siecią energetyczną (bez akumulatorów) (rys. 1),
- praca „wyspowa“ (autonomiczna), lecz z doładowywaniem akumulatorów przez sieć energetyczną (rys. 2),
- praca „wyspowa” (autonomiczna) bez sieci energetycznej z wykorzystaniem akumulatorów (rys. 3),
- praca z przełączaniem: sieć energetyczna – „wyspa“ (rys. 4).
Piąty tryb pracy to tryb pracy „wyspowej” bez
akumulatorów (rys 5). Są to systemy autonomiczne,
w których urządzenie odbiorcze jest zasilane bezpośrednio
z modułów. Energia (prąd stały DC) wyprodukowana
w modułach jest wykorzystywana do bezpośredniego
zasilania urządzenia odbiorczego.
Kolejny tryb polega na pracy „wyspowej” z akumulatorami, w instalacji na na prąd stały (rys. 6).
Systemy
te są inaczej określane jako systemy autonomiczne na prąd stały DC-DC. Energia wyprodukowana w modułach jest wykorzystana do ładowania akumulatora, z którego może być pobrana o każdej porze dnia i nocy. W systemie takim występuje regulator ładowania, który steruje procesem ładowania akumulatora, chroniąc go przed przeładowaniem lub zbyt głębokim rozładowaniem. Jako siódmy wymieniamy tryb pracy „wyspowej” z akumulatorami, w instalacji na prąd stały i zmienny (rys. 7).
Działają w nim systemy autonomiczne wytwarzające prąd przemienny 230 V. System ten jest bliźniaczo podobny do systemu autonomicznego na prąd stały i wyposażony dodatkowo w inwerter, który przetwarza prąd stały na prąd przemienny 230 VAC.
Następny tryb pracy to tryb pracy „wyspowej” – hybrydowy z akumulatorami (rys. 8). Wykorzystywana jest w tym przypadku instalacja na prąd stały i zmienny. Mamy to także do czynienia z systemami autonomicznymi – hybrydowymi. System jest bliźniaczo podobny do systemu autonomicznego na prąd przemienny, ale jest wyposażony dodatkowo w generator prądotwórczy lub wiatrak, który służy do produkcji energii w okresach szczytowego zapotrzebowania.
Na zakończenie można wymienić tryb współpracy z siecią elektroenergetyczną (rys. 9), w którym pracują systemy przyłączone do sieci, służące do komercyjnej produkcji energii elektrycznej. Energia ta jest sprzedawana do sieci publicznej. Systemy takie są wyposażone w inwerter, który przemienia prąd stały na prąd przemienny i synchronizuje system z siecią. Pełni on również funkcję zabezpieczenia w przypadku awarii sieci.
1. Współpraca z siecią energetyczną (bez akumulatorów)
2. Praca „wyspowa“ (autonomiczna) lecz z doładowywaniem kumulatorów przez sieć energetyczną
3. Praca „wyspowa” (autonomiczna) bez sieci energetycznej z wykorzystaniem akumulatorów.
5. Tryb pracy „wyspowej” bez akumulatorów
6 Tryb pracy „wyspowej” z akumulatorami. Instalacja na prąd stały
7 Tryb pracy „wyspowej” z akumulatorami. Instalacja na prąd stały i zmienny
8 Tryb pracy „wyspowej” – hybrydowy z akumulatorami. Instalacja na prąd stały i zmienny
9 Tryb współpracy z siecią elektroenergetyczną
Komunikacja, połączenia elektryczne, montaż
Komunikacja
Na rysunkach 10 i 11 przedstawiono schematycznie dwa sposoby komunikacji pomiędzy urządzeniami instalacji fotowoltaicznej: przewodową i bezprzewodową w systemie Bluetooth. Oznaczenia ich zasadniczych elementów składowych zawierają podpisy do rysunków.
Montaż
Instalacje fotowoltaiczne mogą być montowane w różnych miejscach, w położeniu poziomym lub pionowym, o pochyleniu wynikającym z konstrukcji dachu lub położenia geograficznego i gabarytów modułu.
Projektując instalację na dachu skośnym powinno się uwzględnić dostępną powierzchnię. Jeśli miejsce montażu jest na dachu płaskim lub w płaskim terenie, należy określić liczbę rzędów modułów oraz odległości pomiędzy rzędami. (rys. 12).
Projekt powinien zawierać ułożenie pól montażowych modułów, a także liczbę i połączenia pól elektrycznych.
Korzystając z rys. 13 można podać przykład obliczenia odpowiedniego odstępu między rzędami modułów:
Wrocław leży w przybliżeniu na równoleżniku 51,1°N
Kąt β = 90° – 23,5° (23,5° należy traktować jak stałą – nachylenie osi obrotu Ziemi do prostej prostopadłej do płaszczyzny orbity)
90° – 23,5° – 51,1 = 15,4°
h = 993 mm
α = 35°
β = 15,4°
z = 2,89 m
Inwertery
Zadaniami inwertera są: zamiana prądu stałego na przemienny oraz nadanie odpowiedniego kształtu przebiegowi prądu przemiennego.
Do ważnych cech inwertera należą: możliwość pracy ciągłej, niezawodność i charakterystyka sprawności. Sprawność inwertera podawana jest najczęściej dla jego zaprojektowanej mocy. Jednak przez większość czasu pracuje on przy niepełnym obciążeniu. Przy obciążeniu pełnym sprawność waha się w granicach od 90% do 96%, a przy obciążeniu 10% – od 85% do 95%. Im mniejsza moc wyjściowa i wejściowa, tym sprawność jest mniejsza.
Do wyboru jest wiele typów inwerterów zależnie od mocy oraz typu instalacji fotowoltaicznej. Ze względu na typ instalacji dostępne są inwertery sieciowe (on grid) – przygotowane do współpracy z siecią elektroenergetyczną lub inwertery „wyspowe” (off grid) – do pracy w systemach autonomicznych. Inwertery – w zależności od typu – mogą wytwarzać prąd przemienny jednofazowy lub trójfazowy, mogą być wykonane bez izolacji galwanicznej lub z izolacją w postaci transformatora.
Inwertery bez izolacji galwanicznej
Zaletami tego typu inwertorów są: kompaktowa budowa, niewielki ciężar, wysoka sprawność. Z kolei wady wiążą się z tym, że konieczne są dodatkowe zabezpieczenia – brak galwanicznego rozdziału; nie we wszystkich krajach jest dopuszczony.
Inwertery z izolacją galwaniczną
kompaktowość budowy, wysoka sprawość, bezpieczeństwo uzyskiwane poprzez rozdział galwaniczny. Natomiast do wad zaliczyć trzeba: techniczne skomplikowanie i wysoką cenę.
Połaczenia: moduły – inwerter
Sposób podłączenia do inwertera modułów fotowoltaicznych zależy od typu inwertera. W prostych i tanich urządzeniach jest jedno wejście „(+) i (-)”. W tym przypadku chcąc podłączyć kilka pół elektrycznych, należy zastosować skrzynkę przyłączeniową (rys. 14).
W inwerterach najnowszej generacji jest kilka wejść A „(+) i (-)” i jedno wejście B „(+) i (-)”. Liczba dostępnych wejść zależy od typu inwertera.
Projektując połączenia pól modułów (obwodów elektrycznych modułów) z inwerterem należy przestrzegać wymagań producenta. W inwerterach firmy SMA Solar Technology AG do wejść A należy przyłączać obwody elektryczne zbudowane z takich samych typów modułów; liczba modułów, orientacja w stosunku do stron świata i pochylenie muszą być identyczne.Do wejścia B można dołączyć inne typy modułów i inną ich liczbę niż w obwodzie A.
Liczba pól oraz dopuszczalna minimalna i maksymalna liczba modułów w polu jest zależna od typu inwertera.
Na przykład do inwerterów firmy SMA typu Sunny Tripower 000TL/10000TL/12000TL można przyłączyć do wejścia A maksymalnie cztery pola elektryczne, a do inwerterów typu Sunny Tripower 15000TL/17000TL – maksymalnie pięć pól. Do wejścia B można przyłączyć jeden obwód (rys. 16).
Dotychczas instalacje fotowoltaiczne musiały niezwłocznie odłączać się od sieci, także przy krótkich załamaniach napięcia sieciowego, co stwarzało problemy ze względu na coraz większą moc przyłączonych do sieci instalacji. Już krótkie, łatwe do do opanowania zakłócenie w sieci mogło powodować udarowe odłączenie dużej mocy zasilającej, wytrącając w ten sposób sieć z równowagi energetycznej.
Dlatego dyrektywa średnionapięciowa UE (w Niemczech imlementowana za pomocą Wytycznej „Przyłączenie i praca równoległa urządzeń wytwórczych z siecią średniego napięcia“ Federalnego Związku Gospodarki Energetycznej i Wodnej - BDEW) wymaga, aby inwertery podtrzymywały sieć w przypadku zakłócenia.
Przy załamaniach napięcia sieci trwających do 1,5 s, powinny pozostać połączone z siecią, a bezpośrednio po ustąpieniu zakłócenia – zasilać ją normalnie.
Inwertery są także w stanie, podczas załamania napięcia sieci, zasilać sieć mocą bierną, pomagając w zareagowaniu układów ochrony sieci.
Inwertery przeznaczone do współpracy z siecią elektroenergetyczną powinny być wyposażone w działający samoczynnie odłącznik instalacji fotowoltaicznej w przypadku zaniku napięcia w sieci.
Odłącznik taki działa samoczynnie, jest niedostępny dla operatora sieci i stanowi interfejs między instalacją fotowoltaiczną a siecią niskiego napięcia.
10 Komunikacja przewodowa; Wytwarzanie energii elektrycznej
1 – Inwertery (Bluetooth) 2 – Generator solarny. Kontrola pracy: 3 – Sunny Sensorbox, 5 – Sunny Web Box, 6 – Sunny Portal, 7 – Flashview, 8 – Sunny Matrix
11. Komunikacja bezprzewodowa; Wytwarzanie energii elektrycznej:
1 – Inwertery (Bluetooth), 2 – Generator solarny, Kontrola pracy: 3 -Sunny Beam (Bluetooth), 4 – Sunny Explorer (Bluetooth); Sunny Portal, 5 – Sunny Sensorbox (Bluetooth), 6 – Sunny Web Box (Bluetooth), 7- Mobilny dostęp
12. Wymagana odległość (odstęp) pomiędzy równoległymi rzędami paneli fotowoltaicznych
13 Oznaczenia wielkości użytych do obliczenia odstępu między rzędami modułów przytoczonych w tekście
Dobór urządzeń do pracy autonomicznej („wyspowej”)
Praca autonomiczna („wyspowa”) jest jedną z możliwości wyboru trybu pracy systemu fotowoltaicznego. Stosowana jest do niewielkich instalacji rzędu kilku kilowatów.
Charakteryzuje się brakiem kontaktu z siecią elektroenergetyczną.
W związku z tym w okresach, w których brak nasłonecznienia lub jest ono niewystarczające, energia elektryczna musi być dostarczana z innego źródła. Najprostszym, dodatkowym źródłem energii elektrycznej są wtedy akumulatory. Powinny one zapewnić komfort elektryczny dla wybranych wcześniej urządzeń przez określoną liczbę dni lub godzin.
W większości przypadków stosuje się akumulatory kwasowo-ołowiowe, składające się z 6 ogniw połączonych szeregowo.
Elektrolitem jest w nich wodny roztwór kwasu siarkowego, a elektrody zbudowane są z ołowiu Pb (katoda) i tlenku ołowiu PbO2 (anoda).
Można również stosować akumulatory innego typu, np. żelowe (HZY), w których elektrolit unieruchomiony jest w formie żelu lub akumulatory wykonane w technologii AGM (Absorbent Glass Mat), w których elektrolit jest unieruchomiony w macie szklanej. Są one bezobsługowe. Niestety, ich cena jest wysoka.
Akumulatory w instalacjach fotowoltaicznych powinny charakteryzować się możliwością wielokrotnego ładowania i rozładowywania. Próg dopuszczalnego rozładowania powinien być jak najmniejszy.
Istotną cechą doboru akumulatorów jest ich pojemność podawana w amperogodzinach [Ah]. Pojemność całkowitą zespołu akumulatorów wyznaczamy w zależności od potrzeb pracy autonomicznej.
ODCZYTY Z NOWOCZESNYCH INWERTERÓW
Korzystając z nowoczesnych inwerterów można odczytywać wartości wielu parametrów:
Są to np.:
- Impedancja sieci
- Łączna ilość energii oddanej do sieci
- Liczba zaistniałych zdarzeń
- Częstotliwość sieci
- Oznaczenie aktualnego zakłócenia / aktualnego błędu
- Łączna liczba godzin pracy
- Łączna liczba godzin pracy z zasilaniem sieci
- Prąd sieci
- Prąd DC
- Łączna liczba łączeń z siecią
- Moc oddawana AC
- Rezystancja izolacji instalacji fotowoltaicznej przed połączeniem z siecią
- Numer seryjny inwertera
- Wskazanie aktualnego stanu roboczego
- Napięcie sieci
- Fotowoltaiczne napięcie wejściowe
- Wartość zadana napięcia fotowoltaicznego
14. Moduły podłączone do inwertera poprzez skrzynkę łączeniową. A – moduły, 1 – adapter (opcja), 2 – przewód solarny, 3 – skrzynka łączeniowa, 4 – inwerter
15. Moduły podłączone bezpśrednio do inwertora. A – moduły, 1 – adapter (opcja), 2 – przewód solarny, 3- inwerter
16. Sposób przyłączenia obwodów elektrycznych do inwertera
Koszty
Koszty eksploatacji oraz niezawodność instalacji fotowoltaicznej zależą w głównej mierze od wybranego schematu instalacji. Przed przystąpieniem do projektowania należy zmierzyć czas średniego dobowego zacienienia modułów i na tej podstawie określić potencjalne straty oraz ewentualnie wybrać powierzchnie jak najmniej zacienione.
Podczas pomiaru zacienienia należy zwracać uwagę, w jakich godzinach ono występuje. Zacienienie w godzinach południowych powoduje większe straty niż w wieczorem lub wcześnie rano.
Czynności te można wykonać jeszcze przed zakupem urządzeń. Wielkość szacowanych kosztów zależy także od: wyboru typu modułów i pozostałych elementów instalacji, czyli od urządzeń zależnych od mocy – koszt zmienia się liniowo wraz ze wzrostem mocy oraz od części instalacji związanej ze sterowaniem – koszt wybranego inwertera jest stały, ale może być ich różna liczba. Kolejną pozycją wpływającą na koszt inwestycji jest koszt okablowania zależny m.in.od ułożenia modułów.
Może on stanowić ważną część kosztów całkowitych, ponieważ zastosowane kable mogą być o różnym przekroju i z osłonami odpornymi na promieniowanie UV. Ciągłe oddziaływanie promieni słonecznych na „zwykły“ kabel niszczy powłokę izolacyjną.
Następnym zagadnieniem, które należy uwzględnić są straty elektryczne w wybranym rozplanowaniu modułów. W każdym urządzeniu energoelektronicznym straty można podzielić na stałe (zasilanie układu sterowania i urządzeń pomiarowych) oraz straty zmienne (będące liniową funkcją mocy).
W przypadku dużych odległości pomiędzy generatorem
a pozostałymi urządzeniami, należy również
uwzględnić straty wynikające ze spadku napięcia na
przewodach elektrycznych. Straty te zależą od napięcia
i prądu, jaki płynie przez kable, a więc od odległości
i ułożenia modułów.
ZALETY AKUMULATORÓW ŻELOWYCH
- zwiększona liczba głębokich cykli rozładowania – ładowania,
- zżelowany elektrolit,
- odporność na wysoką temperaturę,
- pełny powrót ze stanu głębokiego rozładowania, bardzo dobra wydajność przy długich okresach
Całość artykułu w wydaniu drukowanym i elektronicznym
inne artykuły o podobnej tematyce patrz Serwisy Tematyczne
więcej informacj: Świat Szkła 11/2012
