Konfiguracja systemów fotowoltaicznych

Dobór modułów fotowoltaicznych

Parametry, budowa oraz technologia produkcji modułów fotowoltaicznych przedstawione zostały w RI nr 6/2014. Czym kierować się przy ich wyborze, kiedy zastosować daną technologię i na co zwracać uwagę przy zakupie?

Połączone w jeden string (szereg) moduły fotowoltaiczne powinny być tego samego typu i pochodzić od jednego producenta. Jednym z głównych parametrów, decydującym o prawidłowej pracy kilku czy kilkunastu modułów fotowoltaicznych, jest tolerancja mocy.

Całkowita moc wydawana przez string jest wynikiem iloczynu mocy modułów, gdzie mnożnikiem jest wartość mocy modułu najsłabszego. Dla przykładu załóżmy, że korzystamy z 12 szt. modułów o mocy 250 W, której zakres tolerancji wynosi –5%; +5%.

Jeżeli wśród tych 12 modułów wystąpi choć jeden, który ma moc obniżoną o –5%, a pozostałe zachowują tolerancję dodatnią +5%, wówczas suma wydawanej mocy będzie wynosić:

Gdy korzystamy z modułów, których tolerancja jest jedynie dodatnia, jesteśmy pewni, że moc maksymalna wydawana przez ten string może być jedynie większa, niż wskazał producent. Gdy zakres tolerancji wynosi +3%; –0%, mamy pewność, że łączna moc maksymalna wynosić będzie zawsze nie mniej niż:

Warto dodać, że zbyt duże granice tolerancji nie najlepiej świadczą zarówno o jakości samego produktu, jak i technologii jego produkcji.

Podczas wrysowywania modułów fotowoltaicznych na danej powierzchni najważniejszą kwestią jest oszacowanie liczby modułów, jaką będzie można zainstalować. Na tym etapie należy również ustalić, czy inwestorowi zależy na efekcie wizualnym, czy na standardowym rozwiązaniu. Moduły fotowoltaiczne wykonywane są w technologii cienkowarstwowej lub krystalicznej.

W przypadku tych pierwszych istnieje zdecydowanie więcej możliwości kolorystycznych, jednak ich sprawność jest o kilka procent niższa modułów krystalicznych, tym samym na danej powierzchni będzie można zainstalować mniejszą moc. Moduły krystaliczne oferowane są najczęściej w kolorze ciemnogranatowym i charakteryzują się najlepszym stosunkiem ceny do mocy.

Od miejsca instalacji – dach skośny czy płaski lub grunt – zależy liczba modułów. Na dachu skośnym (pochylenie od 15 do 40°) wskazany jest montaż „na płasko” – moduły leżą koło siebie, a przy ich wrysowywaniu w obiekt należy uwzględnić (rys. 1):

• odstępy między nimi, które wyznaczają klemy mocujące – zazwyczaj 20–25 mm,
• długość krawędzi bocznej panelu PV, w tym długość profili nośnych konstrukcji – zazwyczaj dodatkowe 20 mm na stronę.

Z kolei przy wykonywaniu instalacji na gruncie lub dachu płaskim należy uwzględnić odstępy między poszczególnymi rzędami modułów, tak aby nie występował efekt samozacienienia – głównie w okresie od wiosny do jesieni. O wielkości tych odstępów decyduje przede wszystkim szerokość geograficzna miejsca, w którym instalacja ma pracować – dla Polski i zachodniej Europy wyliczenia te (rys. 2) będą zbliżone.

Odległość między rzędami powinna wynosić:

gdzie:s – szerokość rzędów.

Dopuszczalne jest ułożenie poszczególnych rzędów modułów PV w odległości, która spowoduje samozacienianie, ale jedynie zimą, w godzinach porannych i wieczornych. O tej porze roku warunki atmosferyczne nie sprzyjają produkcji energii elektrycznej, ma więc mały wpływ na całkowity roczny uzysk.

Ważną kwestią przy wyborze modułów fotowoltaicznych jest ich sprawdzenie nie tylko pod kątem parametrów elektrycznych, ale także okresu gwarancji oraz wytrzymałości mechanicznej. Należy wybierać produkty, które posiadają certyfikaty niezależnych instytutów certyfikujących, np. VDE, co gwarantuje pracę przez minimum 25 lat przy zachowaniu 80% mocy, lub 10-letnią gwarancję produktową.

Dodatkowo należy zwrócić uwagę na wskaźniki odporności na uderzenia gradu czy wytrzymałość mechaniczną na odkształcenia statyczne lub dynamiczne, co ma duże znaczenie przy coraz częstszym występowaniu anomalii pogodowych. Najlepiej wybierać lokalnych producentów, od których w przypadku niesprawności urządzeń będziemy mogli z łatwością domagać się roszczeń gwarancyjnych.

Kolejną istotną rzeczą jest sprawdzenie wiarygodności producenta – okres jego działalności na rynku musi być równy, a najlepiej dłuższy do oferowanego czasu gwarancji.

Dobór inwerterów fotowoltaicznych

Inwerter fotowoltaiczny to urządzenie, którego głównym zadaniem jest transformacja wartości napięcia prądu stałego na napięcie prądu zmiennego dostosowane do parametrów sieci elektroenergetycznej, do której zostaje przyłączony.

Dodatkowo odpowiada on za optymalizację produkcji energii elektrycznej, wyszukując maksymalny punkt pracy przyłączonych do niego modułów fotowoltaicznych nazywany MPP (punkt mocy maksymalnej). Oczywiście mowa tutaj o inwerterze on-gridowym, którego warunkiem pracy jest podłączenie do sieci elektroenergetycznej.

Kiedy nie można połączyć systemu fotowoltaicznego z siecią elektroenergetyczną lub inwestor nie chce tego wykonać, do zasilania odbiorników prądu przemiennego należy zastosować inwerter off-gridowy.

W zależności od konstrukcji mechanicznej oraz elektrycznej inwertery możemy klasyfikować pod kątem:

1. typu pracy: pracujące przy obecności sieci elektroenergetycznej i wyspowe,
2. technologii wykonania: transformatorowa, beztransformatorowa i transformatorowa hi-fi,
3. konstrukcji: centralne i szeregu.

W tabeli 2 przedstawiono krótką charakterystykę tych grup

W większości przypadków wykorzystuje się inwertery on-gridowe, dlatego poniżej przedstawione zostaną parametry ważne przy ich wyborze. Charakterystykę inwerterów off-gridowych autor przedstawi w kolejnych artykułach.

Planując zakup inwertera on-gridowego, a następnie konfigurując go z modułami fotowoltaicznymi, należy się zapoznać z danymi przedstawionymi w jego karcie katalogowej:

• maksymalne napięcie wejściowe – maksymalna wartość napięcia, jaką może osiągnąć grupa modułów fotowoltaicznych podłączona w jeden string,
• napięcie startowe – minimalna wartość napięcia, jaka musi zostać wytworzona przez grupę modułów fotowoltaicznych podłączoną w jeden string, aby inwerter rozpoczął pracę,
• zakres napięć mppt – zakres wartości napięcia, w jakim inwerter pracuje, śledząc maksymalny punkt pracy modułów fotowoltaicznych podłączonych w jeden string,
• liczba mpp trackerów – liczba oddzielnych mpp trackerów, które pozwalają na niezależną pracę kilku stringów,
• maksymalny prąd wejściowy – maksymalna wartość prądu, jaka może zostać wytworzona i wprowadzona do inwertera.

Innymi parametrami, które mają istotne znaczenie przy projektowaniu i podczas eksploatacji, są: możliwość podłączenia inwertera do sieci web, wbudowany wyświetlacz graficzny, poziom hałasu, rodzaj chłodzenia, stopień ochrony IP, a także waga, wymiary czy dopuszczalny zakres temperatur pracy.

Inwestor nie powinien zapomnieć o zapoznaniu się z warunkami serwisu i gwarancji. Niektórzy producenci oferują już serwis i pomoc techniczną w języku polskim, co ułatwia ewentualne rozwiązywanie problemów podczas eksploatacji urządzeń. Minimalny okres pracy inwerterów nie powinien odbiegać od czasu żywotności modułów.

Większość producentów inwerterów zapewnia gwarancję na 5 lat, jednak daje możliwość jej rozszerzenia nawet do 20 lat. Doświadczenie wskazuje, że markowe inwertery pracują bez usterek nawet przez 15 lat.

Kolejnym ważnym aspektem przy wyborze inwertera jest zwrócenie uwagi na to, czy producent dostarcza dokumenty (certyfikaty zgodności, deklaracje zgodności i in.) wymagane przez zakład energetyczny w trakcie przyłączania. Wykaz wymaganych dokumentów znaleźć można zazwyczaj we wnioskach przyłączeniowych.

Wytyczne przy konfiguracji systemu fotowoltaicznego

Korzystając z programów komputerowych służących do konfiguracji systemów fotowoltaicznych, za pomocą kilku kliknięć myszki można szybko dokonać prawidłowej konfiguracji całego systemu. Jednak żeby zrozumieć tok obliczeń, warto się zapoznać z algorytmem ich wykonywania.

Załóżmy, że inwestor planuje na dachu (Warszawa, orientacja południowa, pochylenie 30°) montaż wspomnianych 12 modułów fotowoltaicznych SV60P.4-250 (tabela 1).

Żeby dokonać prawidłowej konfiguracji modułów fotowoltaicznych z inwerterem on-gridowym, należy spełnić następujące warunki:

1. Moc panelu fotowoltaicznego w warunkach STC powinna być wyższa od mocy wyjściowej inwertera, przy standardowym usytuowaniu: 110–115%.

Nie należy przekraczać wartości 120%. Przewymiarowanie to powinno zostać obliczane indywidualnie dla danego usytuowania modułów.
Obliczamy moc panelu fotowoltaicznego: 12×250 W = 3000 W.
Dobieramy inwerter, który umożliwia przyłączenie 12 modułów fotowoltaicznych (tabela 3).
Wprawdzie producent zaleca podłączenie panelu fotowoltaicznego o mocy 2650 W, jednak biorąc pod uwagę praktykę, dopuszczalne jest podłączenie 12 modułów, co daje przewymiarowanie na poziomie 120%.

2. Prąd I_sc wszystkich stringów nie powinien być wyższy od maksymalnej wartości prądu wejściowego inwertera. 12 modułów PV połączonych w jeden string wytwarza prąd zwarcia o wartości 8,8 A (< 15 A).

3. Napięcie U_oc każdego stringu przy minimalnej temperaturze otoczenia –20°C musi być niższe od maksymalnej wartości napięcia wejściowego inwertera.

4. Napięcie MPP każdego stringu przy maksymalnej temperaturze pracy (80°C) musi być wyższe od minimalnej wartości napięcia wskazanego w zakresie napięć mppt. Napięcie to musi być również bezwzględnie wyższe od wartości napięcia startowego inwertera.

Uzyski energetyczne

W celu obliczenia uzysków energetycznych z pracującej instalacji fotowoltaicznej należy korzystać z przeznaczonych do tego celu programów. Oczywiście uzyski te nigdy nie będą pokrywały się z rzeczywistością, ponieważ nawet najbardziej zaawansowany program nie jest w stanie przewidzieć warunków atmosferycznych, jakie wystąpią w ciągu danego roku czy następnych kilku lat.

Do obliczeń przyjmowane są średnie wartości danych meteorologicznych dla wskazanej lokalizacji, uwzględniające poprzednie kilkanaście lat. Dodatkowo uwzględniane są wszelkie straty, związane nie tylko z konwersją energii, ale również z drogą, jaką promieniowanie słoneczne musi przejść, żeby dotrzeć do ziemi, zanieczyszczeniami, temperaturą pracy, zacienieniem, opadami, wiatrem i in.

W praktyce jesteśmy w stanie samodzielnie oszacować uzyski z danej instalacji PV. W tym celu należy się posłużyć danymi określającymi średnie wartości promieniowania słonecznego dla danej lokalizacji. Można je znaleźć w ogólnodostępnych portalach internetowych, np. Ministerstwa Infrastruktury i Rozwoju (www.mir.gov.pl), gdzie znajdziemy informacje o Typowych latach meteorologicznych i statystycznych danych klimatycznych dla obszaru Polski do obliczeń energetycznych budynków. Odczytujemy tam wartości natężenia promieniowania słonecznego w poszczególnych miesiącach roku, na powierzchnię badaną o orientacji południowej i pochyleniu 30° (I_S_30°) dla Warszawy (rys. 3).

Żeby obliczyć wartość energii wyprodukowanej z danego systemu fotowoltaicznego, należy podstawić dane do poniższego wzoru:

gdzie:

E – uzysk energetyczny, kWh/rok;
P – moc systemu fotowoltaicznego, kWp;
N – suma całkowitego natężenia promieniowania słonecznego na powierzchnię modułu, kWh/(m² rok);
1000 – wartość natężenia promieniowania słonecznego dla badań modułu w warunkach STC, kWh/m²;
h – sprawność systemu (założono 0,85).

Kontynuując analizę projektowanego systemu, tj. 12 szt.×SV60P.4-250, 1×SMA SB 2500TLST-21 – na rys. 4 pokazano uzyski energetyczne w poszczególnych miesiącach eksploatacji systemu PV, na podstawie samodzielnych obliczeń oraz przy wykorzystaniu programu PVSyst, dla tej samej lokalizacji i tego samego usytuowania modułów.

Roczna wartość energii wyprodukowana przez zaprojektowany system fotowoltaiczny wynosi:

• wg programu PVSyst: 2819,4 kWh/rok;
• wg samodzielnych obliczeń: 2688,9 kWh/rok.

Jeśli na powierzchni modułów może wystąpić zacienienie lub różne jest ich usytuowanie, samodzielne obliczenie uzysków nie jest takie proste. Wskazane jest wówczas korzystanie z programów, które uwzględniają te zmienne.

Optymalizacja pracy systemu PV

System fotowoltaiczny przewymiarowuje się po to, by po stratach, jakie występują podczas eksploatacji całego systemu PV, sumaryczna moc modułów fotowoltaicznych przyłączona do inwertera była jak najbliższa mocy AC, którą może on produkować. Jest to czynność celowa i gwarantuje prawidłową pracę systemu w ciągu wielu lat. Wspomniane straty wywołane są głównie następującymi czynnikami:

1. Napromieniowanie i temperatura

W warunkach STC moduły badane są przy natężeniu promieniowania słonecznego 1000 W/m² oraz temperaturze pracy 25°C. Jednak przy takim natężeniu temperatura pracy modułów wynosi nawet 70–80°C, co przekłada się na spadek ich mocy nominalnej o 5–15%. Już kilkustopniowe zamiany temperatury powodują spadek mocy modułów, zgodnie ze współczynnikiem temperaturowym mocy P_max: 0,42%/°C.

2. Współczynnik AM

Określa, pod jakim kątem promieniowanie słoneczne pada na moduły fotowoltaiczne. W warunkach STC AM = 1,5, co oznacza kąt 48°. Żeby moduły odbierały promieniowanie w 100%, musiałyby być przez cały czas skierowane prostopadle do słońca. Przy zamocowaniu modułów na konstrukcji stałej sytuacja ta zdarza się bardzo rzadko, co powoduje, że ilość promieniowania padająca na moduły jest zawsze inna niż w warunkach STC.

3. Spadek sprawności

Podczas eksploatacji modułów fotowoltaicznych zakłada się, że ich spadek sprawności w ciągu 25 lat pracy wynosi 20%, co daje średnio 0,8% w roku.

4. Zabrudzenia

Zabrudzenia powstające na powierzchni modułów fotowoltaicznych pracujących w zanieczyszczonym środowisku powodują stratę uzysków na poziomie ok. 4% w ciągu roku. Przy normalnym użytkowaniu straty nie przekraczają 2–3%.

5. Przewody

Podczas przesyłu energii elektrycznej produkowanej przez moduły przewodami prądu stałego do inwertera występują spadki napięć, tym samym moc docierająca do inwertera jest stosunkowo mniejsza.

6. Inwerter

Przyglądając się charakterystykom sprawności inwerterów, łatwo zauważyć, że pracują one najefektywniej w zakresach napięć modułów PV zbliżonych do górnej granicy zakresu napięć mppt. Generuje to straty nawet do 15% podczas transformacji energii (rys. 5).

Powyższe wskazuje, że maksymalna rzeczywista moc modułów fotowoltaicznych nie będzie przekraczać długotrwale 80% mocy wyznaczonej w warunkach STC. Z tego względu optymalnie dobrana moc instalacji PV powinna wynosić 110–115% (maks. 120%) wartości mocy wydawanej przez inwerter.

Na rys. 6 przedstawiono wykres strat generowanych przez skonfigurowany system fotowoltaiczny. Wynika z niego, że większość strat (nie wliczając spowodowanych przejściem promieniowania przez atmosferę) wiąże się z wrażliwością modułów na warunki atmosferyczne. Natomiast analizując ostatni blok diagramu, odczytujemy, że obniżenie sprawności z powodu użycia wskazanego inwertera wynika jedynie z przewymiarowania jego mocy i wynosi 0,1%.

Faktycznie, po przeprowadzeniu analizy system ten jest wydajniejszy niż w przypadku zastosowania zalecanej przez producenta dla tego inwertera liczby modułów. Dodatkowe straty wynikają ze sprawności pracy i wynoszą 4,6%.

Literatura

1. Łotocki H., ABC Systemów fotowoltaicznych sprzężonych z siecią energetyczną. Poradnik dla instalatorów, Wydawnictwo i Handel Książkami „KaBe”, Krosno 2011.
2. Materiały firm Selfa GE S.A. i SMA Solar Technology AG.
3. Gabryańczyk P., Technologia PV – moduły fotowoltaiczne, „Rynek Instalacyjny” nr 6/2014.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!