lisec SS FastLAne

 

 windoor tech550x120

 

 

* Nie powinny być w cieniu
Data dodania: 07.07.11

Użytkownik i doradca energetyczny, którzy na etapie opracowania koncepcji instalacji fotowoltaicznej nie biorą pod uwagę ujemnych skutków wpływu zacienienia, ryzykują wysokie straty uzysku energii – i to na przestrzeni 20 i więcej lat. Już nawet cień pochodzący od anten dachowych może bowiem prowadzić do znacznego spadku zdolności wytwórczej energii przez taką instalację. Nie zawsze jednakże udaje się całkowicie uniknąć zacienienia. Niemniej istnieją metody, które mogą pomóc zminimalizować straty.

Użytkownicy instalacji częstokroć próbują na dachach swoich domów montować urządzenia fotowoltaiczne o wysokiej mocy, by osiągnąć tą drogą wysoki uzysk energii. Do tego dochodzą stale rosnące wymagania odnośnie estetyki dachów, co w konsekwencji powoduje dążenie do możliwie pełnego i równomiernego pokrycia ich powierzchni fotoogniwami. Istnienie możliwości zacienienia generujących siłę elektromotoryczną ogniw stawia użytkowników w obliczu wyboru: albo montować pokrywające prawie całą połać dachu zintegrowane moduły o znacznej mocy, albo też zrezygnować z części modułów na rzecz wysokiego jednostkowego uzysku energii. Konieczność dokonania wyboru rodzi z kolei pytanie: jak wysoki jest spadek uzysku energii wywołany zacienieniem? I w jaki sposób  można ów spadek ograniczyć?

Zacienienie ma wiele przyczyn
Zacienienie instalacji fotowoltaicznej może mieć wiele przyczyn. W zasadzie można je podzielić na przyczyny powodujące zacienienie okresowe względnie przemijające oraz stałe. Typowym przykładem zacienienia przemijającego jest pokrycie ogniw fotowoltaicznych warstwą śniegu (rys. 1.).

W zależności od miejsca i wysokości położenia instalacji pokrywa śnieżna może spowodować spadek uzysku energetycznego, który trudno uznać za nieistotny. Wprawdzie zacienienie tego rodzaju jest nieuniknione, można jednak wymiernie określić jego skutki.

Stosownie zatem do lokalizacji ewentualny wpływ opadów śniegu na zdolność generowania energii przez konkretną instalację fotowoltaiczną powinno się uwzględnić na etapie doboru jej odpowiedniego rozmieszczenia. Sytuacją przedstawia się inaczej w wypadku okresowych zacienień wywołanych obecnością zanieczyszczeń, takich jak: liście, igliwie, pyłki, nasiona, kurz, pył, sadza i ptasie odchody.

Zanieczyszczeń tego rodzaju nie można zazwyczaj przewidzieć na etapie projektowania. Jeśli jednak pozostają one przez dłuży okres czasu na powierzchni fotoogniw, należy się liczyć z odpowiednim spadkiem uzysku energii. Efekt wystarczającego samooczyszczania oraz spłukiwania względnie rozpuszczania zanieczyszczeń przez spływające wody deszczowe uzyskuje się przy kącie nachylenia modułów wynoszącym 15°. W wypadku mniejszych kątów nachylenia można zastosować dodatkowo inne metody czyszczenia.

Wiążą się one jednak ze znacznymi nakładami, a ponadto – gwoli uniknięcia uszkodzeń generujących energię fotoogniw – wymagają zachowania szczególnej ostrożności. Obowiązująca zasada to: im większy jest kąt nachylenia modułu fotowoltaicznego, tym skuteczniejsze jest samooczyszczanie, przy czym zawsze konieczna będzie optymalizacja kąta ustawienia modułów pozwalająca na osiągnięcie maksymalnego uzysku energii.

Wnikliwa analiza zacienienia
Zacienienia stałe są w większości wypadków wywołane obecnością różnych obiektów w otoczeniu instalacji – takich jak np. góry, sąsiednie budynki, napowietrzne linie energetyczne i uliczne latarnie (rys. 2). W wypadku budynków cień rzucają przede wszystkim lukarny, attyki, ławy kominiarskie, wywietrzniki, kominy, anteny dachowe, odgromniki oraz czasze anten satelitarnych (rys. 3).

W wypadku osadzanych na wspornikach i montowanych w rzędach modułów fotowoltaicznych w instalacji może dojść do powstania tzw. zacienienia samoistnego, tzn. spowodowanego zbyt małym odstępem pomiędzy poszczególnymi rzędami modułów. Prognozowanie ewentualnych stałych zacienień wymaga uprzedniego przeprowadzenia gruntownej analizy lokalizacji instalacji.

Należy rozważyć, w jaki sposób rzucają na przestrzeni całego roku cień wszystkie obiekty znajdujące się w pobliżu instalacji. W porównaniu  do lata, kiedy to cienie pojawiają się na krótko lub nie występują w ogóle, zimą – z powodu mniejszej wysokości słońca nad ziemią – cienie są znacznie dłuższe lub nawet mogą występować trwale. Należy również pomyśleć o zmianie długości cienia wywołanej procesem wzrostu znajdujących się w pobliżu drzew i krzewów oraz uwzględnić możliwość powstania w sąsiedztwie nowych budynków.

Rys. 1. Typowym przykładem zacienienia okresowego jest osadzenie się na powierzchni fotowoltaicznej powłoki śnieżnej

Specjaliście do przeprowadzenia analizy zacienienia wystarczy z reguły to, co widzi gołym okiem. W razie braku pewności zaleca się ustalenie możliwości powstawania cienia przy wykorzystaniu stosownego analizatora zacienienia, wykresu drogi Słońca względem Ziemi lub istniejących planów sytuacyjnych, względnie projektów budowlanych. Uzyskane tą drogą wyniki można wykorzystać w dalszych szacunkach wykonywanych przy użyciu programów symulacyjnych przeznaczonych do analizy instalacji fotowoltaicznych (rys. 4).

Zacienienie częściowe to nie błahostka
W polikrystalicznych modułach fotowoltaicznych wszystkie ogniwa są zazwyczaj połączone szeregowo. W umieszczonym z tyłu modułu gnieździe przyłączeniowym montuje się diody obejściowe, z których każda bocznikuje ok. 16-20 ogniw. Wynika stąd, ze typowe moduły obejmujące 60, 54 lub 48 ogniw mają trzy podzespoły. Przedstawiony w niniejszej publikacji przykładowy moduł składa się z 36 ogniw, które podzielono na dwa podzespoły (rys. 5.). Na przykładzie tego modułu omówiono możliwy wpływ zacienienia na wydajność instalacji fotowoltaicznej.

Już nawet nieznaczne częściowe zacienienie modułu fotowoltaicznego może mieć duże znaczenie: dzięki bowiem szeregowemu połączeniu wszystkich ogniw składających się na dany moduł, najsłabsze (zacienione) ogniwo powoduje spadek mocy ogniw niezacienionych. Nie ma przy tym znaczenia, czy zacieniona jest jedynie połowa pojedynczego ogniwa, czy też połowa całego rzędu ogniw.

Spadek mocy w obu wypadkach będzie identyczny i będzie wzrastał proporcjonalnie do wielkości zacienionej powierzchni. W przykładowym module różne rodzaje zacienienia częściowego prowadzą do tego samego spadku mocy – w omawianym wypadku wynosi on 50% (rys. 6).

Stopień zacienienia uzależniony jest od odległości zacienianych ogniw od obiektów rzucających cień. Cienie rzucane z większej odległości przez drzewa, otaczające budynki i podobne obiekty są rozproszone i znacznie zmniejszają nasłonecznienie powierzchni zewnętrznej ogniw fotowoltaicznych. Zacienienia bezpośrednie natomiast wywołane obecnością liści, ptasich odchodów lub znajdujących się w bezpośrednim otoczeniu elementów konstrukcyjnych budynków urządzeń montowanych na dachu – praktycznie rzecz biorąc uniemożliwiają całkowicie oświetlenie ogniw.

Szkody powodowane całkowitym zacienieniem
Jeżeli któreś z ogniw ulegnie całkowicie zacienieniu bezpośredniemu, to następuje odwrócenie polaryzacji napięcia na zacienionym ogniwie i zaczyna ono pracować jak odbiornik energii. Prąd generowany w ogniwach naświetlonych będzie przepływał przez ogniwo zacienione, powodując jego nagrzewanie się. Jeżeli przepływający przez zacienione fotoogniwo prąd wsteczny osiągnie pewną wielkość, może dojść nawet do uszkodzenia materiału tego ogniwa (mówi się wówczas o powstaniu tzw. „ogniska”).

Aby uniknąć tego rodzaju uszkodzeń fotoogniw odpowiednia dioda obejściowa bocznikuje wówczas zacieniony podzespół. W zależności od liczby podzespołów, dioda taka zmniejsza moc modułu fotowoltaicznego o jedną lub dwie trzecie.

W wypadku omawianego w niniejszej publikacji modułu przykładowego nastąpi spadek mocy o połowę (rys. 7.). Jeżeli we wszystkich podzespołach modułu fotowoltaicznego dojdzie do bezpośredniego zacienienia całych ogniw, to moc tego modułu – w wyniku całkowitego zbocznikowania ogniw – może spaść nawet do zera (rys. 8.).

W wypadku modułów polikrystalicznych powszechną praktyką jest łączenie w szereg jednego lub większej liczby rzędów (zespołów) modułów.

W takim wypadku częściowe zacienienie jednego z modułów wchodzących w skład danego rzędu  spowoduje, że napięcie panujące na całym zespole modułów zostanie pomniejszone o odpowiednią wartość napięcia panującego na module zacienionym.

W wypadku omawianego w niniejszej publikacji 36-ogniwowego modułu przykładowego o zakładanym napięciu odpowiadającym maksymalnej mocy ogniwa*) wynoszącym 16 V, spadek napięcia na całym zespole modułów wywołany całkowitym zacienieniem jednego ogniwa wynosiłby zatem 8 V.

W wyniku takiego spadku napięcia punktu maksymalnej mocy, spadnie również o połowę chwilowa moc modułu – co wynika z faktu, że moc jest iloczynem napięcia i natężenia prądu. Jeżeli w danym zespole zacienieniu uległ tylko jeden moduł, wszystkie pozostałe moduły będą nadal pracować bez strat.

*) Maksymalna moc ogniwa fotowoltaicznego to taki punkt jego  charakterystyki prądowo-napięciowej, który odpowiada największej mocy  oddawanej przez ogniwo, tzn. punkt, w którym iloczyn natężenia prądu i napięcia osiąga wartość maksymalną. Jego położenie na charakterystyce nie jest stałe, lecz zależy od natężenia napromieniowania, temperatury i rodzaju ogniwa słonecznego

Rys. 2. Zacienienie stałe jest zazwyczaj spowodowane obecnością w sąsiedztwie instalacji różnych obiektów – np. sąsiednich budynków, przewodów napowietrznych linii energetycznych oraz latarni ulicznych

Rys. 3. Na samych budynkach znajdują się urządzenia rzucające cień – przede wszystkim wywietrzniki, kominy, anteny dachowe, odgromniki oraz czasze anten satelitarnych

Niekorzystny wpływ utrzymuje się zatem w określonych granicach. Jednak im więcej modułów ulegnie zacienieniu, tym większy będzie spadek zarówno napięcia, jak i mocy. Jeżeli zbyt wiele modułów ulegnie zacienieniu i napięcie całego zespołu spadnie poniżej wartości napięcia roboczego przemiennika częstotliwości, to wówczas taki zespół modułów nie będzie mógł pracować. W takim wypadku dochodzi do całkowitego „wypadnięcia” z pracy całego zespołu modułów i – w konsekwencji – do znacznego spadku energii uzyskiwanej z całej instalacji.

Spadek uzysku energii – przykład
Jednakże jak wysokie są rzeczywiste spadki uzysku energii? Biorąc pod uwagę występujące powszechnie w Niemczech konstrukcje dachowe z oknami dachowymi i lukarnami, w dalszej części niniejszej publikacji dla przykładu omówiono  bliżej dwa możliwe układy modułów fotowoltaicznych: pierwszy przypadek przedstawia połać dachową wykorzystaną całkowicie (z wyłączeniem lukarny) pod instalację modułów fotowoltaicznych (rys. 9.), w drugim zaś założono, że na części powierzchni dachu znajdującej się w sąsiedztwie lukarny – z uwagi na jej przewidywane zacienienie – moduły fotowoltaiczne nie będą montowane (rys. 10.).

Rys. 4. Dane uzyskane w wyniku wizji lokalnej można również wykorzystać w programach symulacyjnych instalacji fotowoltaicznych w celu oceny rozkładu zacienienia (na przykład w programie PV*SOL Expert 4.0) [Foto: Valentin Software]

Okazuje się, że wynik symulacji obydwu tych możliwości przeprowadzonej przy wykorzystaniu odpowiedniego oprogramowania umożliwiającego obliczenie zmniejszenia uzysku energii w zależności od rozmieszczenia modułów fotowoltaicznych nie budzi wątpliwości: jeżeli fotoogniwa nie będą montowane na narażonej na zacienienie części powierzchni dachu; w takim wypadku montaż instalacji fotowoltaicznej zapewnia większy uzysk energii, niż w wypad ku pokrycia fotoogniwami całej powierzchni dachu (patrz tabelka przedstawiona jako rys. 11.).

Ów wzrost uzysku energii – odniesiony do określonej liczby lat – wynosi ok. 7,4%, ale nawet w wypadku bardziej optymalnego wariantu uzysk energii osiągnięty w porównaniu do instalacji nie narażonej na zacienienie jest nadal mniejszy o 4%. Dzieje się tak dlatego, że cień lukarny w określonych porach dnia i roku nadal będzie pokrywał pozostałe moduły.

Również zróżnicowanie okresów amortyzacji ma swą wyraźną wymowę: brak modułów fotowoltaicznych na zacienionej powierzchni dachu oznacza skrócenie okresu amortyzacji instalacji do 11,9 lat – w przeciwnym wypadku okres ten wynosi 13 lat.

Rys. 5. Składający się z 36 ogniw moduł z dwoma rzędami po 18 ogniw każdy i 1 diodą obejściową

Rys. 6. Przykład częściowego zacienienia ogniwa powodującego 50%-wy spadek mocy modułu składającego się z 36 ogniw

Rys. 7. Przykład całkowitego zacienienia ogniwa powodującego spadek mocy modułu składającego się z 36 ogniw o 50%

Rys. 8. Przykład całkowitego zacienienia ogniwa powodującego spadek do zera mocy modułu składającego się z 36 ogniw

Rys. 9. Przypadek 1: 24-modułowa instalacja fotowoltaiczna, pełne pokrycie powierzchni dachu [Foto: Valentin Software]

Rys. 10. Przypadek 2: 18-modułowa instalacja fotowoltaiczna, wykluczenie strefy zacienienia [Foto: Valentin Software]

Rys. 12. Częściowe zacienienie powierzchni modułów na całej długości; występuje np. w wypadku osadzonych na wspornikach modułów zabudowanych w zbyt małej od siebie odległości; straty powstałe w tym wypadku można zredukować poprzez poziome usytuowanie modułów

Jak najdalej od cienia
Podstawowym dążeniem projektanta instalacji fotowoltaicznych winno być zawsze unikanie zacienienia. Klasycznym rozwiązaniem jest tu wyraźne wyodrębnianie zacienionych powierzchni i wyłączenie ich z montażu modułów fotowoltaicznych względnie zachowywanie wymaganego odstępu od obiektów rzucających cień.

Ponieważ wspomniane wydzielenie powierzchni w polu pokrytym modułami fotowoltaicznymi nie zawsze jest technicznie możliwe – na przykład w przypadku kompleksowych instalacji dachowych – albo też stoi w sprzeczności z podyktowanymi względami estetycznymi wymaganiami użytkownika instalacji, wielu wytwórców oferuje tzw. ślepe moduły (atrapy modułów). Atrapy takie można montować w polach zacienionych zamiast prawdziwych modułów.

Ale co robić, jeżeli zacienienia nie można uniknąć, albo też jeśli występuje ono wyłącznie w tym czasie, kiedy i bez tego przewidywana produkcja  energii jest niska – jak np. wczesnym rankiem, późnym  wieczorem, albo też zimą, kiedy słońce znajduje się nisko nad ziemią? W takich wypadkach niekorzystny wpływ zacienienia można ograniczać poprzez odpowiednie rozmieszczenie modułów fotowoltaicznych, albo też odpowiednie ich łączenie za sobą. Jeżeli zacienienie występuje na całej długości części powierzchni instalacji fotowoltaicznej – jak np. w wypadku zbyt małej odległości pomiędzy modułami ustawionymi na wspornikach, straty energetyczne można zredukować dzięki poziomemu usytuowaniu modułów (rys. 12.).

Jeśli natomiast chodzi o metody połączeń, rzeczą  sensowną jest podzielenie całej instalacji fotowoltaicznej na część „zacienioną” i „niezacienioną”. Podział taki można osiągnąć albo poprzez wykorzystanie większej liczby przemienników częstotliwości obsługujących zespoły modułów, albo też – w wypadku mniejszych instalacji – poprzez zastosowanie tzw. wielozespołowego przemiennika częstotliwości.

Każdy taki przemiennik wyposażony jest we własny regulator punktu pracy**), a nawet w więcej takich regulatorów. Zastosowanie tego rozwiązania pozwala zapewnić, że jeśli nawet dojdzie do zacienienia, przynajmniej niezacieniona część instalacji nadal będzie oddawać maksymalną moc.

Podsumowanie
Gruntowna analiza lokalizacji instalacji fotowoltaicznej pozwoli na określenie jej potencjalnego zacienienia. Pominięcie problemu zacienienia może mieć istotny wpływ na osiągany jednostkowy uzysk energetyczny – a w konsekwencji na okres amortyzacji instalacji fotowoltaicznej. Toteż jedną z podstawowych zasad racjonalnego działania jest unikanie zacienionych powierzchni kosztem zmniejszenia  uzyskiwanej mocy całkowitej. Jeśli jednak użytkownik instalacji gotów jest ponieść większe nakłady inwestycyjne, należy przeprowadzić optymalizację połączeń zacienionych modułów fotowoltaicznych tak, by możliwie jak najbardziej zminimalizować straty uzysku energii.

Simon Schwarz, Sascha Bursian
Zakład Technologii Wydziału Energii Słonecznej firmy KYOCERA FINECERAMICS, Esslingen (www.kyocerasolar.de).

**) Dosłownie: “urządzenie śledzące maksymalną moc ogniwa / modułu”; zazwyczaj ma ono postać regulatora napięcia utrzymującego je na poziomie wymaganym do zapewnienia pracy fotoogniwa przy maksymalnej mocy; stosowane jest w celu uniknięcia strat mocy. Stanowi element wyposażenia regulatora obciążenia i przemiennika częstotliwości.

Całość artykułu w wydaniu drukowanym i elektronicznym

inne artykuły o podobnej tematyce patrz Serwisy Tematyczne

więcej informacj: Świat Szkła 6/2011 

 

 

 

01 chik
01 chik