Pojęcia fotowoltaiki
Nasłonecznienie -jest sumaryczną wielkością natężenia promieniowania słonecznego przypadającego na powierzchnię 1 m2 w określonej jednostce czasu np. dzień, godzina, miesiac, lub rok. Wielkość ta opisuje zasoby energi słonecznej w danym miejscu. Wyrażane jest w wielkościach: Wh/m 2 KWh/m2 , MJ/m2 ,GJ/m2
Usłonecznienie -jest to liczba godziń słonecznych w jakich na dany obszar pada promieniowanie słoneczne, jest to wielkość opisująca warunki pogodowe a nie zasoby energii słonecznej. W przypadku Polski z wieloletniej obserwacji warunków pogodowych średnia wielkość tej zmiennej największa jest dla Kołobrzegu i wynosi 1624h/rok, dla Warszawy jest to 1579h/rok i najmniej dla Zakopanego 1467h/rok.
Natężenie promieniowania słonecznego -jest to wartość chwilowa gęstości mocy jaka pada w czasie 1 sekundy na powierzchnię 1m2 panela ustawionego prostopadle do słońca. Wartość ta podawana jest w jednostkach W/m2 lub KW/m2. Stała słoneczna określa wielkość energii jaka dociera do atmosfery ziemi ze słońca i wynosi ona 1366W/m2. Jednak wielkość jaka dociera do powierzchni ziemi ulega ciągłym zmianom i waha się w przedziale 100-800W/m2 w ciągu dnia. Najwyższe wartości sięgające do 1000W/m2 docierają w słoneczne bezchmurne dni.
Efekt fotovoltaiczny -Zjawisko powstawania siły elektromotorycznej w ciele o strukturze stałej wystawionej na bezpośrednie oddziaływanie promieniowania słonecznego. Zjawisko to wykorzystywane jest do produkcji energi elektrycznej z ogniw fotovoltaicznych
Panel Fotovoltaiczny jet to układ połączonych ze sobą modułów zamkniętych w jednej wspólnej obudowie zabezpieczającej przed wpływami środowiska. Nazywany także baterią słoneczną lub modułem i służy do bezpośredniej zamiany oddziaływania energi słonecznej na powierznię fotovoltaiczną w SEM zwaną potocznie energią elektryczną.
Inverter- nazywany potocznie falownikiem jest to przemiennik częstotliwości zamieniający prąd stały uzyskiwany z instalacji fotovoltaicznej w prąd przemienny o odpowiedniej częstotliwości (50Hz w przypadku sieci elektroenergetycznej).
Generator PV - jest to układ połączonych ze sobą modułów fotovoltaicznych wytwarzających prąd stały o odpowiednim napięciu
Łancuch PV (String-PV) jest to szeregowo połączony zespół modułów fotovoltaicznych
Instalacja OFF-grid -jest to typ instalacji która wyprodukowaną energię wykorzystuje na potrzeby gospodarstwa domowego gdzie część energii jest konwertowana z prądu stałego na prąd przemienny za pomoca invertera (falownika) a nadwyżka jest gromadzona w akumulatorach w celu wykorzystania w późniejszym czasie do produkcji energii potrzebnej do zasilania invertera np. w nocy gdy efekt fotovoltaiczny nie występuje. Zwana jest też instalacją wyspową
Instalacja On-grid - ten typ instalacji również dostarcza w pierwszej kolejności energii na potrzeby gospodarstwa domowego jednak dzięki odpowiedniemu licznikowi zamontowanemu na przyłączu energetycznym nadwyżka wyprodukowanej energii jest odsprzedawana do sieci publicznej dostawcy energii elektrycznej jako energii wyprodukowanej przez prosumenta na mocy ustawy o Odnawialnych źródłch energii (OZE), jednak wielkość opłat uzyskiwanych przez prosumenta jest zależna od mocy instalacji fotovoltaicznej i okresu rozliczeniowego.
W dużym uproszczeniu można powiedzieć iż mianem fotovoltaika możemy nazwać zespół urządzeń, pozwalający na pozyskanie energi elektrycznej z darmowego dla nas promieniowania elektromagnetycznego emitowanego przez Słońce. Bazowym elementem tej instalacji są panele słoneczne montowane na dachach lub ścianach budynków oraz ewentualnie na gruncie. Instalacja fotovoltaiczna staje się ekonomicznie uzasadniona, kiedy zapotrzebowanie budynku na energię elektryczną jest duże. Oznacza to, że "prąd ze słońca" wykorzystywany jest na pokrycie potrzeb urządzeń elektrycznych w domu, ale także do ogrzewania budynku zimą, jak i chłodzenia latem a także całorocznym dostarczaniem ciepłej wody użytkowej.
Zasada działania Instalacji
Promienie elektromagnetyczne słońca uderzając w powierznie paneli PV inicjuje reakcję, skutkiem tego jest produkcja energii elektrycznej w postaci prądu stałego, który jest przekształcany za pomocą falownika w prąd przemienny. Jest on umieszczony w odpowiedniej lokalizacji, np. na poddaszu, pomieszczeniu gospodarczym lub kotłowni i jest połączony do elektrycznej tablicy rozdzielczej budynku, która z kolei jest podłączona do sieci elektroenergetycznej. Instalacja fotovoltaiczna współpracująca z pompą ciepła składa się z paneli PV, inwertera oraz moduły do komunikacji z pompą ciepła NIBE EME. Układ pracuje z najwyższą wydajnością wówczas, gdy sprężarka pompy ciepła jak i inne urządzenia w budynku wykorzystują jak największą ilość energii słonecznej. Takie rozwiązanie daje możliwość stworzenia domu bez kosztów..
Zasada działania ogniw PV
Należy powiedzieć, że ogniwo PV jest elementem półprzewodnikowym, bazujacym na złączu typu p-n. Pod wpływem promieniowania słonecznego (fotonów), powstaje siła elektromotoryczna (SEM), bo elektrony przemieszczają się do obszaru N, zaś tzw. dziury do obszaru P. Wynikiem tego ruchu ładunków jest powstanie różnicy potencjałów, czyli prądu elektrycznego.
pojedyncze ogniwo zbudowane na bazie krzemu daje napięcie zaledwie ok. 0,5 V. Dzięki połączeniu ich szeregowo w tzw tablice (array), uzyskujemy odpowiednio wyższą wartość użyteczną napięcia. Z praktycznego punktu widzenia, najważniejsza jest znajomość kilku podstawowych zasad rządzących działaniem instalacji fotowoltaicznych:
Natężenie uzyskiwanego prądu elektrycznego, a więc ilość energii, jest powiązane z intensywnością promieniowania słonecznego;
Sprawność przemiany energii słonecznej w elektryczność waha się w szerokim zakresie od kilku do ponad 20%, zależnie od budowy ogniw. Jednak ceny także są różne, dlatego należy przeliczać cenę na uzyskiwaną moc elektryczną (zł/kW);
Panele generują prąd stały, domowe urządzenie zasilane są prądem przemiennym. Zatem prąd ten należy przekonwertować w prąd przemienny za pomocą invertera (falownika);
Kolektor lub panel nie są źródłem energii, to słońce jest jej producentem. Panel jedynie wyłapuje a następnie zmienia jej postać na użyteczną dla nas. Dlatego zapewnienia niektórych sprzedawców, że panele dają tyle samo energii latem i zimą, włóżmy między bajki. Praw fizyki nikt nie zmieni. Największym problemem pozostaje nierównomierny uzysk energii – tak w skali roku, jak i doby.
Nie da się zachowując rozsądne wymiary i cenę zestawu akumulatorów gromadzić nadwyżkę wyprodukowanej energii. To zupełnie inna skala, niż np. akumulator samochodowy. A jest jeszcze drugi problem, akurat znany i z akumulatorów samochodowych. Trwałość. Po kilku latach taki zestaw akumulatorów straci pojemność i trzeba będzie go wymienić. A to znowu koszty, i to niemałe. Dlatego uważam, że gromadzenie prądu w przypadku małych domowych instalacjach jest ślepą uliczką. Najlepiej wykorzystać go na bieżąco, choćby przetwarzając na ciepło, lub sprzedać nadwyżkę do sieci.
Prąd to po prostu czysta energia. I wciąż niejednokrotnie bardziej opłaca się przeznaczyć jego nadwyżkę np. do podgrzania ciepłej wody użytkowej (c.w.u.), niż sprzedać go do sieci. Sens zasilania domowych urządzeń elektrycznych wytworzonym na miejscu prądem nie budzi wątpliwości. Jednak zamiana na ciepło technicznie nie jest żadnym problemem, wystarczy do tego grzałka elektryczna umieszczona w zasobniku wody. Dysponując mniejszą ilością energii, po prostu podgrzejemy mniej wody, lecz równie dobrze możemy ją nawet zagotować. Jednak zwykle do przygotowania c.w.u. lepiej wybrać kolektory słoneczne, zaś nadmiar energii elektrycznej z paneli PV przekazywać odpłatnie do sieci energetycznej.
Obecnie obowiązująca ustawa o odnawialnych źródłach energii (OZE) stanowi bowiem, że za 1 kWh prądu oddanego do sieci możemy odebrać 0,8 kWh. Sieć i system energetyczny pełni więc rolę magazynu energii. Nierównomierny uzysk energii tak dobowy jak i roczny stanowi cały czas największy problem dlatego w takim sposobie rozliczania korzystny jest jak najdłuższy okres bilansowania (np. 6 miesięcy), oraz aby nadwyżka z jednego okresu przechodziła na kolejny. W ten sposób nadmiar prądu z wiosny i lata wykorzystamy w zimie. Dlatego koniecznie należy sprawdźać jakie warunki rozliczania oferuje nasz dostawca energii elektrycznej. Mogą być bardzo różne, bo tu ustawa OZE pozostawia swobodę.
W większości przypadków typowa moc domowych instalacji fotovoltaicznych (PV) to przedział od 3 do 5 KW. Pozwala to uzyskać rocznie od 3000 do 5000 KWh energii, czyli tyle ile wynosi średnio zapotrzebowanie na prąd w przeciętnym domu. Powierzchnia paneli niezbedna do wytworzenia tej ilości energii to odpowiednio 30 do 50m2
Generacje Ogniw Fotovoltaicznych
Pierwsza generacja
Panel jest wykonany z ogniw wytworzonych z mono lub polikrystalicznego krzemu w postaci wafli o przekroju kołowym i grubości około 2mm. Są to najbardziej rozpowszechnione typy modułów które charakteryzują się największym uzyskiem energi ale też ich najwięszą wadą jest spadek tego uzysku w wyniku wzrostu temperatury ogniwa. Ze względu na technologię produkcji krzemu dość duża powierzchnia w panelu tej generacji stanowi maskownice przestrzeni między ogniwami które mają kształt koła, dlatego powierzchnia czynna panelu jest odpowiednio mniejsza od powierzchni całkowitej.
Druga Generacja
Jest to zupełnie inna technologia wytwarzania ogniwa, bazuje ona na bardzo cienikich warstwach połprzewodników które są nanoszone na podłoże. Bardzo często tradycyjny krzem jest zastępowany np mieszaniną miedzi, indu, galu, selenu (CIGS) lub tellurku kadmu (CdTe). Zaletami tej generacji jest drastyczne zmniejszenie zapotrzebowania połprzewodników do wyprodukowania ogniwa gdzie grubość ogniwa wynosi 1-3 µm i bardzo często z tego powodu nazywane są cienko-warstwowymi (thin film). Niższe złużycie półprzewodników to niższe zapotrzebowanie na energię potrzebną do procesu produkcji. To z koleji czyni je bardzie przyjaznymi środowisku.
Trzecia Generacja
Na rynku zaczeły pojawiać się ogniwa wykonane w technologi DSSC, pozbawione są one tradycyjnego złącza P-N występującego w poprzednich generacjach. Są także ogniwa wykonywane przy użyciu polimerów lub organiczne, jednak wszystkie te technologie pomimo bardzo niskich kosztów produkcji oraz prostej budowy mają jedną poważną wadę, a mianowicie bardzo niską sprawność na poziomie kilku procent a dodatkowo krótką żywotność.
Rodzaje Ogniw
MONO c-SI
Ogniwa monokrystaliczne wykorzystane do produkcji Panela Fotovoltaicznego wykonane są z jednego dużego monokryształu krzemu, zazwyczaj barwa tych paneli jest ciemnoniebieska aż do czarnej. Mają najwyższą sprawność, jednak wzrostu temperatury w wyniku ogrzania ich promieniami słonecznymi powoduje największy spadek sprawności. Zazwyczaj są to najdroższe ogniwa w przeliczeniu kosztu na moc panela. Krzem monokrystaliczny wykorzystywany jest także do produkcji ogniw typu HIT oraz ogniw z wyprowadzeniami umieszczonymi z tyłu panela.
POLY/MULTI c-SI
Ogniwa polikrystaliczne wyprodukowane są z krzemu który wykrystalizował się w postaci wielu kryształów. Zazwyczaj mają jasnoniebieską barwę a dodatkowo można dostrzec granice krawędzi kryształów. Z uwagi na specyficzną technologię produkcji mają kształty kwadratów bądź prostokąta. Mają wysoką sprawność ale mniejszą od monkrystalicznych, za to są mniej wrażliwe na wzrost temperatury choć w dalszym ciągu ich sprawność jest bardzo wrażliwa na jej wzrost. Koszt produkcji w przeliczeniu na Watt mocy jest mniejszy w porównaniu z monokrystalicznym o 8 do 15 %.
MONO-LIKE-MULTI / CAST-MONO
Ogniwa quasi-monokrystaliczne które charakteryzują się budową hybrydową. Centralna część ogniwa jest monokryształem a obrzeża są wykonane z krzemu polikrystalicznego. Zaletą tego typu ogniw jest wysoka sprawność zbliżona do sprawnośći ogniw monokrystalicznych przy jednoczesnym zachowaniu niższego spadku wydajności wraz ze wzrostem temperatury ogniwa. Dodatkowo jest taż tańszy w produkcji. Pojawił się na rynku na przełomie lat 2011/2012.
AMORFICZNY
Ogniwa wykonane z krzemu amorficznego, w widoku panela brak jest wizualnie wyodrębnionych kształtów poszczególnych ogniw. Tworzy ono jednolitą zwartą konstrukcję o kolorze ciemnobordowym do czarnego. Niska cena oraz niska sprawność na tle ogniw z krzemu krystalicznego, mały spadek sprawności w wyniku wzrostu temperatury. Niestety słabo radzą sobie z wykorzystaniem promieniowania podczerwonego, które jest niskoenergetyczne dlatego wypierane są przez roziązania z wykorzystaniem ogniw hybrydowych które w jednej strukturze łączą warstwy krzemu amorficznego z mikrokrystalicznym µc-SI. Dzięki dodaniu złączą z krzemu mikrokrystalicznego zwiększa się sprawność oraz wydajność w warunkach słabego oświetlenia ogniwa.
CIGS/CIS
W tym typie ogniw rolę połprzewodnika spełnia mieszanina miedzi , indu, galu i selenu (CISG) lub miedzi, indu i selenu (CIS). Wizualnie brak jest wyodrębnionych powierzchni ogniw, podobnie jak i w innych panelach o ogniwach cienkowarstwowych jednak stanowią one jednolitą powierzchnię o barwie czarnej. Koszt produkcji jest relatywnie niski co przy umiarkowanej ale porównywalnej ze słabszymi ogniwami krystalicznymi sprawności czyni je ogniwami które bardzo dobrze radzą sobie z wykorzystaniem niskoenergetycznego promieniowania podczerwonego rozproszonego w okresie zimowym przez co wydajnie pracują w tym okresie na tle innych ogniw.
CdTe
W tym ogniwie rolę połprzewodnika spełnia tellurek kadmu (CdTe). Podobnie jak w innych ogniwach cienkowartsowych nie widać wyraźnych struktur. Kolor czarny jednolity, relatywnie niska cena produkcji przy umiarkowanej sprawności która jest znacząco wyższa w porównaniu z ogniwami amorficznymi. Dodatkowo bardzo mały spadek sprawności w wyniku wzrostu temperatury umożliwia im wydajniejszą pracę w upalne dni. Fakt wykorzystania kadmu w procesie produkcji nakłada obowiązek utylizacji w chwili demontażu panela wykonanego z tego typu ogniw.
PERC
Ten typ ogniw zaczyna coraz bardziej dominować w produkcji paneli. [Passived Emitter Rear Cell] Passywacja Emitera Tylnej Celi. Różnicą w budowie w stosunku do tradycyjnego ogniwa jest dolna warstwa, pomiędzy górną częscią dolnej elektrody a dolną częscią złącza P-N umieszczona jest warstwa izolatora, którego zadaniem jest ograniczenie możliwości przenikania elektronów w kierunku dolnej elektrody która je przyciąga. Pasywacja emitera powoduje odbicie promeniowania słonecznego spowrotem w kierunku bazy ogniwa. Połączenie elektryczne pomiędzy złaczem a dolną elektrodą zapewniają wycięte laserowo małe otwory. Dodatkowo pasywacja sprawia że ogniwo lepeij wykorzystuje promieniowanie podczerwone i dzieki temu uzyskuje większą moc. Przy klasycznym ogniwie podczerwień przechodzi przez ogniwo generując ciepło lub też uwalnia elektrony w tylnej części ogniwa.
Dzięki umiejętności wykorzystania promienowania o dłuższej fali ogniwa PERC wyróżniają się wyższą wydajnością rano, wieczorem oraz w pochmurne dni. Zastosowanie tego typu ogniw w modułach pozwala na uzyskanie większych mocy i tak dla modułow poli dla 60 ogniw uzyskamy 280Wp a z tej samej ilości ogniw dla modulów mono moc wzrośnie do ok 300Wp.
Szyba-szyba [Double Glas]
Kiedyś domionowały w technologi cienkowarstwowej, obecnie coraz częściej spotkamy tę technologię w klasycznych modułach z krzemem. Zamiast EVA jako materiału kapsułkującego wykorzystuje się folię z poliolefinów. Takie rozwiązanie dość znacznie redukuję wskaźnik degradacji modułów a więc dłuższej pracy z wyższą sprawnością. Tego typu ogniwa charakteryzują się spadkiem wydajności na poziomie 0,5% rocznie a nie jak klasyczne moduły 0,75% co po przeliczeniu w okresie 5 letnim daje wzrost o 1% po 10 latach już 2,3% a po 15 3,5% więcej. Dodatkowo ten typ modułów bardzo często objęty jest 30 letnim okresem gwarancyjnym na moc. Kolejne zalety to mniejsze prądy upływu oraz podwyższona odporność na zjawisko PID co pozwala na pracę w gorszych warunkach środowiskowych tj. wyższe temperatury oraz wysokiej jak i bardzo niskiej wilgotności. Ten typ modułów może również pracować w środowiskach spowitych przez mgły kwasów, soli a także alkaicznych.
Bardzo często są też certyfikowane do pracy w generatorach do 1500V, moduły te nie posiadają ram dzięki czemu łatwiej jest zadbać o oczyszczanie ich powierzchni z brudu lub zalegającego śniegu. Czasem bardzo złudnym może być wrażenie że są odporne na nacisk do 5400 Pa, ponieważ jest do tego wymagane 6 punktowe podparcie, a w przypadku 4 punktowego odporność spada do 2400 Pa, jest to jednak wartość wystarczająca. Posiadają jednak bardzo ograniczoną strefe montażu klem, wymaga to precyzyjnego i rozplanowanego poprowadzenia szyn. Moduły oparte na tego typu ogniwach przeznaczone sa do budowy farm fotovoltaicznych co nie czyni ich przyjaznymi do budowy mikroinstalacji typu dachowego.
Smartwire (SWTC)
Smart Wire Connection Technology jest nową technologią polegającą na zastąpieniu lutowania ogniw do trzech lub czterech szynowodów jak to miało miejsce w tradycyjnych konstrukcjach i w to miejsce wprowadzenie od 18 do 32 mikroprzewodów z odpowiednio 990 do 1760 kontaktami, dzięki tej technologi łączenia moduły SWTC stają się mniej podatne na mikropęknięcia i problemy jakie mogą z tego wyniknąć. Dodatkowo większa ilość połączeń to mniejsza rezystancja wewnętrzna a więc większa moc. Redukcja refleksów oraz redukcji obszaru zajętego przez kontakty dodatkowo przekłada się na wzrost mocy. Zastosowane w tej technologi przwody mają przekrój 0.2mm a więc 18 przewodów zabierze około 1,7% powierzchni ogniwa i w porównaniu do systemu lutowania gdzie odpowiednio każdy szynotor miał szerokość 1,5mm i będące trzy takie scieżki na powierzchni każdego ogniwa marnowały do 2,9% powierzchni, dodatkowo modernizacje i innowacje jakie do tej technologio wprowadzono pozwoliły do poprawy uzyskou o 3% i wzrostu mocy o 7% w porównaniu z klasycznym zastosowaniem szynotorów.
Temperatura w jakiej zachodzi proces łączenia ogniw uległa obniżeniu z zakresu 240 do 340 °C przy tradycyjnym lutowaniu do temperatur 140-150°C wykorzystywanych w procesach laminacji pozwalajac wykorzystać ogniwa nowej generacji co w przypadku klasycznego lutowania szynotorów praktycznie wykluczało wykorzystanie np. ogniw wielozłączowych w temperaturach rzędu 240 °C. Dodatkowo dzięki redukcji przednich połączeń oraz srebrnych przewodników umieszczonych na tylnej stronie pozwala o 80% ograniczyć zurzycie srebra co owocuje oszczednością na poziomie 7$ na module
Cięte na pół
Wielu producentów w swojej ofercie umiesciło panele ze zwiększoną ilością ogniw, poprzez rozcięcie ich na dwie części. Dlatego zamiast standardowych 60 ogniw w panelu majacych wymiary 156mm x 156mm umieszczonych jest 120 ogniw o wymiarach 156mm x 78mm, co dzieki temu uzyskano? wzrost mocy o około 5-10Wp na jednym module. Dodatkowym atutem tej konstrukcji jest redukcja strat mocy na drodze ogniwo PV - moduł PV. Wynika to z zależności że strata mocy równa jest prądowi podniesionemu do kwadratu i pomożonemu przez opór - wyraża to wzór Strata mocy=I2 * Ω ponadto wartość prądy jest wprost proporcionalna do wielkości powierzchni ogniwa. Dlatego redukcja powierzchni o połowę w wyniku cięcia na pół obniża również prąd o połowę co analogicznie obniża wewnętrzne straty mocy w module PV.
Redukcja gęstości prądu jaki jest transportowany przez szynowody powoduje wystąpienie mniejszego oporu co poprawia sprawność modułów zwłaszcza w czasie dużego natężenia promieniowania słonecznego dzięki czemu moduł poprawia swoje uzyski nawet od 1,5% do 3%. Jest to bardzo znacząca poprawa jeśli spojrzymy na nią przez pryzmat kosztów poniesionych w celu jej uzyskania - tj. rozcięcia ogniw na dwie połówki.
Jednak sama techniczna konstrukcja modułów wykorzystując połówki ogniw aby nie nastąpił wzrost napięcia do podwojonej wartości wykorzystuje połączenie równoległe dwóch sekcji po 60 ogniw. Dzięki czemu napięcie pozostaje na poziomie tej samej warości, prąd zaś jest wartością sumaryczną dwóch sekcji. Dlatego parametry elektryczne tej grupy modułów są zbliżone do standardowych opartych na 60 ogniwach.
Niewątpliwą zaletą tej konstrukcji jest znaczący spadek wrażliwości na zacienienie ogniw, a wynika to z odmiennej budowy połączeń wewnętrznych w tego typu modułach. Jednak i ta konstrukcja ogniw nie jest bez wad, konieczność dokonania operacji rozpołowienia ogniwa na etapie produkcji wiąże się z ryzykiem wystąpienia uszkodzeń struktury ogniwa nawet jeśli cięcie wykonywane jest laserowo. Kolejną wadą jest konieczność wykonywania podwojonej ilości połączeń lutowanych co może nieść za sobą ryzyko wystąpienia zimnych lutów a więc ryzyko wystąpienia HOT-SPOT-u, oczywiście może ono zostać zminimalizowane jednak wymaga to restrykcyjnej kontroli na etapie produkcji i przed umieszczeniem na taśmie konfekcyjnej
MWT
W znacznej wiekszości modułów ogniwa posiadają na górnej warstwie ogniw naniesione metodą sitodruku typu H ścieżki przewodzące prąd zwane szynotorami [bus-bar]. Powoduje to zacienienie przedniej części ogniwa, zwiększa rezystancję szeregową modułu. Technologia MTW [Metal Wrap Through] pozwala przenieść złacza na tylną ścianę ogniwa dzięki czemu zmniejsza się zacienienie, dodatkowo spada rezystancja wewnętrzna (szeregowa) modułu co ma bezpośrednie przełożenie na wzrost sprawności modułu.
Technologia ta wykorzystuje otwory w strukturze ogniwa do przeprowadzenie pinów łączących górne struktury ogniwa do jego dolnej części zachowując pełne połączenie elektryczne bez konieczności napylania na górnej części zetalizowanych szyn. Pozwala to na wykorzystanie ogniw mono-, poli-,PERC a także HIT.
Ogólna poprawa sprawności modułów bazująca na spadku rezystancji wewnętrznej, zmniejszeniu zacienienia ogniw, poprawa wskaźnika wypełnienia, zmiana sposobu połączeń pozwala na zacieśnienie budowy, co skutkuje redukcją odstępów miedzy ogniwami o 1,5mm, lepsze odprowadzanie ciepła z górnej warstwy dzięki metalicznym (dobrze przewodzącym ciepło) pinom połączeń elektrycznych do dolnej warstwy. W wyniku tego moduły pracują w temperaturze o około 2-5 °C niższej niż w technologi z bus-barami a to skutkuje o około 2% lepszym wynikiem produkcji energi w skali roku.
Z technicznego punktu widzenia sam proces produkcji jest bardziej wymagajacy z racji wykonywania otworów oraz wyizolowanej sciezki lączącej z tyłu panela to jednak z racji mniejszym naprężeniom jakim jest poddawany moduł może być wykonywany jako cieńszy. Dodatkowo brak lutów wykonywanych w wysokich temperaturach dodatkowo zminejsza ryzyko mikropęknieć w strukturze ogniw.
Bazując na danych producentów stosowanie tego typu rozwiazań pozwoli na wzrost produkcji energi na poziomie do 3% w skali roku
Krzem typu P kontra N
W większosci ogniw występujacych na rynku są oparte na krzemie typu P. Jest to połprzewodnikowe złącze w którym występuje domieszka Boru, analogicznie jest w przypadku złącza typu N choć w tej strukturze zamiast Boru napylony został Fosfor. Stąd w budowie ogniw typu P mamy dużą przewagę krzemu typu P z niewielką warstwą krzemu typu N która umiejscowiona jest w górnej części struktury ogniwa. Zaś w złączu typu N jest odwrotnie, dominuje N a P jest tylko cienkowarstwowym napyleniem, stąd adekwatnie do przewagi rodzaju domieszki mamy złacze typu P lub N [P-N lub N-P]. Rynek opanowany jest przez złacza typu P co odpowiednio wynosi ok 90% rynku.
Szacowane jest że do końca 2020 udział ogniw o złączach typu N osiagnie ok 30% runku. Jedną z głownych zalet tego typu złącz jest całkowity brak efektu LID który w przypadku złącz typu P odpowiadał za około 3% spadek wydajności modułów w ciągu pierwszych kilku miesięcy pracy generatora.
Zestawienie sprawności ogniw fotovoltaicznych
| Ogniwo | Sprawność | Spadek Wydajności w wysokiej temperaturze |
|---|---|---|
| Monokrystaliczne | 15-18% | 0,43-0,50%/°C |
| Quasi-Monokrystaliczny | 15-17% | 0,38-0,45%/°C |
| Polikrystaliczne | 14-16% | 0,40-0,47%/°C |
| Amorficzne | 6-10% | 0,18-0,25%/°C |
| CdTe | 10-14% | 0,20-0,25%/°C |
| CIGS/CIS | 11-15% | 0,35-0,45%/°C |
Cienkowarstwowe hybrydowe moduły
Podstawowym problemem modułów wykonanych z ogniw amorficznych jest ich bardzo niska sprawność sięgająca zazwyczaj do poziomu 6%. Dlatego w celu poprawy sprawności a także wydajności tych modułów stosuje się łaczenie go w ramach jednego ogniwa z krzemem mikrokrystalicznym uzyskując w ten sposób ogniwo hybrydowe. Posiada ono dwa złącza o różnych napięciach. Moduły wykonane z tego typu ogniw noszą oznaczenia a-Si/µc-Si i nazwę mikromorficzne. Sam dobór składników nie pozostaje dziełem przypadku, róznią się one bowiem napięciem przerwy która odpowiednio dla krzemu amorficznego wynosi 1,7 eV a mikrokrystalicznego 1,1 eV (elektronovolta). Pozwolilo to uzyskać budowę ogniwa wyczulonego na dwa różne rodzaje promieniowania słonecznego, dzięki innej czułości spektralnej składników budujących ogniwo. Część z krzemu amorficznego reaguje na promieniowanie widzialne zaś krzem mikrokrystaliczny wychwytuje promieniowanie niskoenergetyczne. Sam fakt posiadania innych właściwości fizycznych nie zmienia tego że oba składniki sa krzemem a więc sam proces produkcji pozostaje ten sam.
Głównymi zaletami tej technologii jest poprawa wydajności i sprawności modułu co przekłada się na oszczędność miejsca przeznaczonego pod wykonanie instalacji. Średnia sprawność zaś oscyluje w granicach 10-11%. Porównując identyczną moc paneli amorficznych do mikromorficznych okazuje się że dzięki zastosowaniu mikrokrystalicznego krzemu w produkcji modułów hybrydowych uzyskano zmniejszenie zapotrzebowania na powierzchnię ekspozycji o 30 do 40% w stosunku do paneli amorficznych.
Dodatkowo wysoka wydajność i znacząco niski wskaźnik strat mocy w wyniku wzrostu temperatury ogniwa, który waha się na poziomie około 0,28%/°C sprawia że w zestawieniu z modułami z krzemu krystalicznego mają bardzo mały spadek wydajności w upalne dni. Krzem mikrokrsyatliczny pozwala zwiększyć wydajność przy niskim natężeniu promieniowania słonecznego. Jednak te ogniwa nie sa wolne od bolączek jaką jest proces korozji jednej z warstw ogniwa a mianowicie TCO (elektrody górnej) dlatego wymagane jest połączenie tych paneli z inverterami transformatorowymi które umożliwiają łaczenie ujemnego bieguna z uziemieniem. Producentami takich ogniw sa Sharp, Kaneka, NextPower
All back contact
Ten typ ogniw posiada wszystkie podłaczenia wyproadzone na tylnią płaszczyznę panela. Oparte są na krzemie o przewodnictwie typu N. Charakteryzują się najwyższą sprawnością jesli chodzi o produkowane moduły osiągając poziom ponad 24%, a wiec przekraczają nieznacznie wartość 20% czyniąc je tym samym o 4 punkty procentowe sprawniejszymi od klasycznych ogniw krzemowych co stanowi o prawie 25% lepszej sprawności w porównaniu z klasycznymi. Wyposażenie ich w obie elektrody umiejscowione na tylnej płycie ogniwa automatycznie zwiększa powierzchnię aktywną dzieki braku charakterystycznych srebrnych scieżek na powierzchni przedniej ogniwa. Lepiej absorbują promieniowanie niskoenergetyczne, dodatkowo mają małe straty w relacji do temperatury (0,38-0,40%/°C) a dodatkowo fakt umiejscowienia połączeń na tyle panela zmniejsza efakt korozji połączeń elektrycznych. Jednak i one nie są wolne od wad, występuje tu zjawisko polaryzacji wyindukowanym napięciem co ma bezpośredni wpływ na spadek wydajności zwłaszcza w sytuacjach dużej wilgotności względnej powietrza otaczajacego panel. Dlatego w znacznej części przypadków montując takie ogniwa w przypadku braku elektrody na przedniej warstwie konieczne może okazać się zastosowanie uziemienia bieguna dodatniego takiego generatora, to z koleji wymusza zastosowanie invertera transformatorowego. Jednak nie jest to regułą ponieważ produkowane są ogniwa które dzięki odpowieniemu procesowi laminacji oraz konstrukcji ogniwa wyeliminowali zjawisko PID eliminując tym samym potrzebę uziemiania biegunów dając w ten sposób szerokie pole do wyboru invertera. Jednak sam proces produkcji wymagający czystego połprzewodnika pomimo znacznie sprawniejszych paneli przeliczenie Wat pik (Wp) pokazuje że są znacząco droższe od klasycznych modułów monokrystalicznych. Firmami które wyspecjalizowały się w produkcji tych ogniw to SUNPOWER oraz BenQ.
Moduły monokrystaliczne HIT
Moduły oparte na ogniwach typu HIT to kolejne moduły wykorzystujące wysoką sprawność ogniw z heterozłączem i cienką wewnętrzną warstwą (Heterojuction with Intrinsic Thin layer). Te ogniwa oprócz monokrystalicznego krzemu zawierają dwa złacza wykonane z krzemu amorficznego. Ogniwa te opracowała firma Sanyo. Podstawową zaletą jakie posiadają te ogniwa to wysoka sprawność sięgająca aż do 21% co daje im przewagę nad modułami monokrystalicznymi dzięki sprawności modułów sięgającej do 18% czyli większą o 2 punkty procentowe w zestawieniu z klasycznym modułem. Dzięki bardzo dobremu zagospodarowaniu promieniowania niskoenergetycznego pozwalają uzyskać większa wydajność w okresach zimowych a także bardzo mały współczynnik spadku mocy w wysokich temperaturach mieszczący się w zakresie 0,29%/°C. Jest to jedna z najniższych wartości osiągniętych przez moduły oparte na krzemie krystalicznym. Dzięki tak znacząco niskiemu wspołczynnikowi mogą pracować także bardzo wydajnie w okresie letnim, a same straty wywołane wzrostem temperatury są porównywalnie niskie jak w modułach cienkowarstwowych. Dodatkowo jeśli zestawimy temperaturę w czasie procesu produkcji gdzie dla klasycznych modułów potrzeba aż 900°C to moduły typu HIT wymagają jedynie 200°C co czyni je z automatu bardziej ekonomiczne. Od 2008 roku głównym producentem jest Panasonic obecny właściciel Sanyo. Dodatkowo wspołczynnik wymian gwarancyjnych wyrobów Panasonic-a wynosił 0,0024%, jednak ich cena za watt peak (Wp) jest bardzo duża, czasem wynosi podwójną wartość krystalicznych modułów średniej klasy.
Moduły Dwustronne [Bifacial]
Kiedy warto stosować moduły wykonane w technologii dwustronnej? Moduły te wykonane są z ogniw potrafiących absorbować energię słoneczną częścią przednią ogniwa której sprawność jest o kilka procent większa niż tylnej i waha się w granicach 19%. Tylna powierzchnia ma sprawność na poziomie 13-15%. Zastosowanie takiego modułu pozwala na zwiększenie uzysku energi z panela dzięki dodatkowemu wykorzystaniu odbitego od podłoża (wskaźnik albedo) promieniowania, zwiekszając szanse na poprawę sprawności do 25%. W zależności od zastosowanego rozwiązania poprawa uzysku może być znacząca lub też nieomal zerowa.
| Rodzaj podłoża | Wartość albedo[%] |
|---|---|
| Biała folia dachowa | 75 - 85 |
| Beton pomalowany na biało | 65 - 80 |
| Jasny piasek | 40 |
| Białe kamyki | 30 |
| Trawa | 23 |
| Beton | 16 |
Wraz ze wzrostem wskaźnika albedo zwiększa się uzysk panela. dla przykładu montując panel na wysokości 50cm od podłoża i nachylając go o kat 30° a następnie zasiewając trawę pod zamontowanym panelem uzyskamy rocznie około 6,2% więcej energi, ale umieszczajac tam podłoże betonowe z białą strukturą powierzchni już około 25%.Bardzo znacząca dla sprawności tych modułów jest wysokość montażu nad powierzchnią. Zalecane jest od 60 do 80cm od podłoża.
Najlepszym, scenariuszem pozwalającym wykorzystać te ogniwa jest montaż w miejscach gdzie kąt ustawienia panela względem podłoża wynosi 90°a długi czas operacji słońca w okresie letnim nie pozwala tak usytuowanemu generatorowi jednostronnemu poprawnie wykorzystać całej emitowanej przez słońce energii.
Prostopadłe ustawienie do podłoża z wykorzystaniem standardowej techniki kierowania generatora na południe w okresie połrocza letniego dzięki zastosowaniu paneli dwustronnych uzysk może wzrosnąć o około 50% w stosunku do paleneli jednostronnych, jednak wykonanie instalacji niestandardowej i nakierowanie paneli dwustronnych na kierunek wschód-zachód może zwiekszyć uzysk nawet do 80% jednak taki typ montażu jest zalecany tylko w szczególnych przypadkach.
Dzięki ustawieniu w relacji prostopadłej do podłoża panel dwustronny ma możliwość odebrać więcej odbitego promieniowania a także padajacego bezpośrednio na panel a więc i zwiększyć uzysk. Dlatego ten typ paneli sprawdzi się w montażu balustrad, ogrodzeń, ekranów dzwiękochłonnych i tym podobnych miejsc montażu. Mogą być zastosowane jako południowa elewacja, która przepuszcza część promieniowania do środka budynku, uzyskując efekt odbicia promieniowanie jakie zostało wpuszczone do pomieszczenia ponownie wraca na tylną cześć panela.
Ten typ paneli nie jest dedykowany do montażu w tradycyjnych miejscach takich jak dach lub grunt, niestety zwiększenie uzysku dzięki zastosowaniu tego typu paneli będzie nieznaczne lub pomijalnie małe. Wraz ze zmieszaniem kąta nachylenia zmniejszeniu ulegnie ilość promieniowania odbitego jaka wraca na tył panela, dodatkowo nie ma możliwości aby oświetlić jednakowym natężeniem światła całą powierznię generatora PV, nie zachowanie tej zależności niweluje dodatkowy uzysk z tylnej części panela.
Odbite dodatkowe oświetlenie padajace na tylną płaszczyznę modułu może prowadzić do wzrostu osiagów panela nawet do 27% w porównaniu z zestawieniem STCi należy to bezwzględnie ująć w projekcie.
Dodatkowym utrudnieniem będzie konieczność stosowania mikroinverterów zamiast standardowych pracujących w układach string.
Udział poszczególnych ogniw w rynku
Analizy wykonane przez Solar Power Europe wskazują że moce wytwórcze paneli PV w roku 2018 zamontowane w Europie sięgają 104,1 GW. Cały czas minerałem twardo trzymającym się na szczycie jest krzem w obu postaciach tj. mono i polikrystalicznej - 96%, krzem typu poli P- 49%, mono P z uwzglednieniem mono-PERC 42%.Moduły oparte na krzemiemono N- 4,7% Moduły wykonywane w technologiach cienkowarstwowych CIGS/CIS, CdTe, a-Si/µ -Si opanowały łącznie około 4% rynku, szybki i dynamiczny rozwój jednak został wyhamowany dzięki dynamicznie postępującemu spadkowi cen ogniw wykonanych z krzemu krystalicznego. Spowodowane to było znaczącym wzrostem mocy produkcyjnych wytwórców ogniw głównie w Chinach. Nasycenie dostawców relatywnie tanimi ogniwami z krzemu krystalicznego dość głęboko zredukował względy ekonomiczne wspierające produkcję ogniw w technologiach cienkowarstwowych. Szacowany udział tych technologi w rynku na następne lata jest określany na kilka %. Ogniwa wykonane z krzemu krystalicznego zarówno mono jak i poli były w centrum zainteresowań na zbliżonym poziomie z lekkim przechyleniem szali uwagi w kierunku ogniw poli. Dodatkowo obniżenie kosztów produkcji ogniw w tej technologi wraz z technologią QUASI-MONO sprawiły że ogniwa te wysuneły się na czołowe miejsca w ostatnich latach. Szacowane jest że ogniwa wykonane w technologi polikrystalicznej mają około połowy rynku instalacji fotovoltaicznych.
Do pozostałych technologi dostęp uzyskał około 1% rynku, wraz z technologią bazującą na ogniwach organicznych oraz modułach z koncentracją promieniowania. Jednak dynamiczny rozwój technologi opartej o moduły organiczne [OPV] nie jest szacowany na zbyt ekspansyjny, szacunki nie wskazują na szerokie pokrycie rynku przez tą technologię w perspektywie czasu do roku 2020.
| Typ modułu PV | Typowa moc [Wp] | Typowa sprawność [%] | Typowy wymiar [m] | Średni temp. wsp. mocy [%] | Cena za Wp PLN netto | Cena za moduł PLN netto | Typ przeznaczenia |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Poli- klasyczne | 280 | 17,2 | 0,99x1,64 | -0,41 | 1,5 | 417 | F,K |
| Mono- klasyczne | 295 | 18,2 | 0,99x1,64 | -0,43 | 1,8 | 510 | K,D,Z |
| Mono- PERC | 320 | 19,7 | 0,99x1,64 | -0,45 | 1,9 | 557 | D,Z |
| Mono- All Back Contact | 333 | 20,5 | 1,04x1,56 | -0,33 | 3,3 | 1107 | D |
| Mono- HIT | 330 | 20,1 | 1,05x1,59 | -0,29 | 2,8 | 935 | D |
| Mono- Bifacial | 300 | 18,3 | 1,00x1,64 | -0,38 | 3,2 | 953 | K,D |
| Poli- szyba-szyba | 275 | 16,9 | 0,99x1,64 | -0,44 | 2,2 | 605 | F |
| Mono- szyba-szyba | 300 | 18,5 | 0,99x1,64 | -0,45 | 2,4 | 709 | F |
| Poli- ogniwa cięte na pół | 290 | 17,6 | 0,99x1,66 | -0,38 | 1,6 | 446 | D,Z,F |
| Mono- ogniwa cięte na pół | 325 | 19,8 | 0,99x1,66 | -0,37 | 1,9 | 585 | D,Z |
| Poli- MWT | 300 | 18,5 | 0,99x1,64 | -0,36 | 1,7 | 482 | D,Z,F |
| Mono- MWT | 325 | 20 | 0,99x1,64 | -0,36 | 2,1 | 616 | D,Z |
| Poli- SMART | 280 | 17,2 | 0,99x1,64 | -0,43 | 2,1 | 565 | K,D |
| Mono- SMART | 295 | 18,2 | 0,99x1,64 | -0,44 | 2,2 | 652 | K,D |
| CIGS | 140 | 13,4 | 0,66x1,58 | -0,38 | 2,1 | 277 | F,Z |
| CdTe | 100 | 13,9 | 0,6x1,2 | -0,34 | 2,0 | 220 | F |
| Amorficzny | 100 | 8,3 | 1x1,2 | -0,25 | 1,6 | 161 | F |
| Oznaczenie | Przeznaczenie |
|---|---|
| F | Farma PV o mocy do kilkuset KWp |
| K | Typ instalacji komercyjny najczęściej instalacja dachowa o mocy od klikudziesięciu do kilkuset KWp |
| D | Instalacja domowa najczęściej montowana na dachu, moc od kilku do kilkunastu KWp |
| Z | Instalacja zintegrowana z budynkiem |
Busbary
Wszystkie ogniwa w module łaczone są pomiędzy sobą za pomoca metalizowanej taśmy biegnacej pomiędzy ogniwami. Jej zadaniem jest dostarczać wytworzoną SEM z ogniw do zacisków przyłącza modułu PV. W najstarszym standardzie 2BB ogniwa dysponowały dwoma busbarami (szynotory,szynowody), w 2015r. wszedł standard 3BB, w 2016r. 3BB, choć niektórzy producenci oferowali 4BB a nawet 5BB. Większa ilość szynotorów to mniejsza rezystancja do pokonania przez prąd a więc poprawa osiągów modułu.
STC, NOCT - Warunki w jakich badaniu poddany jest moduł PV
Generalnie wszystkie osiągane przez panel parametry zależą od warunków atmosferycznych jakie panują w danej chwili. Dlatego by możliwe było porównanie działania i osiągów panela PV opracowano standard według którego jest on testowany. A więc dzięki temu możliwe stało się porównanie osiągów poszczególnych rodzajów generatorów PV. Test ten nosi nosi nazwę STC [Standard Test Conditions] i wyznacza składowe wymagane do wykonania poprawnego i miarodajnego sprawdzenia osiągów generatora. Tabliczna znamionowa umieszczona na tyle generatora PV zawiera informację STC:1000W/m2,25°C, AM 1.5 SPECTRUM
Co tak naprawdę oznaczają te dane?
| STC | Standard Test Condition Ustandaryzowane warunki testu |
|---|---|
| 1000W/m2 | Nateżenie promieniowania słonecznego przy którym wykonano test |
| 25°C | Tempetatura oświetlonego generatora przy której wykonywano test |
| AM 1.5 | Spektrum promieniowania dla grubości atmosfery wynoszącej 1,5 |
Spoglądając na tabliczkę znamionową generatora PV widzimy że warunki pracy podane przez producenta nie pokrywają się z warunkami panującymi w miejscu pracy generatora. Oczywiście spowoduje to znaczący spadek mocy dlatego że moc promieniowania jakie bedzie docierało do powierzchni panela znacząco różni się od mocy testowej w labolatorium producenta. Na obszarze Polski nawet w słoneczny dzień moc jaka dociera do ogniw generatora jest w granicach 950W/m2 lub nieznacznie poziom ten przekracza. Dodatkowym pogromcą mocy generatora jest przyrost temperatury w trakcie ekspozycji na oddziaływanie promieni słonecznych, a co się z tym wiąże spadek mocy. Jeśli zagłębimy się w lekture karty katalogowej generatora znajdziemy tam także warunki nominalnej temperatury pracy panela. Oznaczone są one skrótem NOCT [Normal Operation Cell Temperature], szanujący swoich klientów producenci podają wszystkie parametry także w oparciu o NOCT ponieważ są one wtedy bardziej miarodajne. Temperatura pracującego ogniwa jest ustalana po naświetlaniu jego powierzchni promieniowaniem o mocy 800W/m2 i przepływem powietrza z prędkością 1m/s w środowisku o temperaturze otoczenia wynoszącej 20°C.
Te unormowania bardziej odpowiadają realnym warunkom pracy panela w naturalnym środowisku. Dlatego bazując na tych warunkach pracy przekonamy się że uzyski generatora są dość znacząco zawyżone w standardzie STC bo róznice te wahają się pomiedzy 25 a 30% na niekorzyść STC. Spowodowane jest to labolatoryjnymi warunkami w jakich jest generator badany. Dlatego istotne jest aby w trakcie wyliczania mocy generatora bazować na standardzie NOCT jako dokładniejszym gdyż moc jaką wyliczymy dzięki niemu okazuje się być mocą nominalną instalacji.
| NOCT | Normal Operating Cell Temperature temeratura ogniwa w warunkach normalnej pracy generatora |
|---|---|
| 800W/m2 | Nateżenie promieniowania słonecznego przy którym wykonano test |
| 20°C | Tempetatura otoczenia generatora przy której wykonywano test |
| AM 1.5 | Spektrum promieniowania dla grubości atmosfery wynoszącej 1,5 |
| 1m/s | Prędkość wiatru |
Charakterystyka prądowo-napięciowa oraz najistotniejsze parametry elektryczne generatora
Charakterystyka ta opisuje zależność jaka zachodzi między produkowanym w panelach prądem a napięciem, uwzględnia ona cztery podstawowe wielkości elektryczne
ISC - Prąd zwarcia określa maksymalny możliwy do wyprodukowania prąd w danych warunkach pracy jakie panują w danym momencie przy napięciu na zaciskach penelu wynoszącym 0V. (sytuacja ma miejsce przy zwartych przewodach dlatego oznaczenie SC jako short circuit)
Impp - Prąd w punkcie maksymalnej mocy. Prąd generowany prze panel pracujący w optymalnych warunkach obciążenia co pozwala wygenerować maksymalną moc możliwa do uzyskania w tych warunkach środowiskowych jakie obecnie panują.
VOC - Napięcie otwartego obwodu. Maksymalne możliwe do wyprodukowania napięcie w danych warunkach pracy jakie panują w danym momencie przy prądzie obciążenia na zaciskach penelu wynoszącym 0A. (sytuacja taka ma miejsce w momecie gdy przewody są nie podpięte dlatego oznaczenie OC Open Circuit)
Vmpp - Napięcie w punkcie maksymalnej mocy. Napięcie generowane przez panel pracujący w optymalnych warunkach obciążenia co pozwala wygenerować maksymalną moc możliwą do uzyskania w tych warunkach środowiskowych jakie obecnie panują.
Mnożąc Impp razy Vmpp otzrymujemy moc maksymalną w danych warunkach atmosferycznych. Na wykresie charakterystyki prądowo - napięciowej punkt przeciecia Impp i Vmpp oznacza moc maksymalną panelu i nosi oznaczenie MPP [Maximum Power Point] stąd też takie indeksy dolne są umieszczone przy symbolu prądu [I] i napięcia [V].
Karty katalogowe generatorów zawsze zawierają dane elektryczne wyznaczone przez producenta panela w warunkach STC, jednak bardzo często znajdziemy też dane dla standardy NOCT. Oznaczona przez producenta moc maksymalna PMAX to moc wynikająca z iloczynu Impp i Vmpp wyznaczona w warunkach STC. Dlatego dodatkowa litera jaka się pojawia przy literze Wp reprezentującej moc. Ta mała litera oznacza pik [Wat pik], a więc moc szczytowa uzyskana w określonych specyficznych warunkach jakie są ustandaryzowanymi warunkami testów.
Każdy generator wykonany z ogniw ma swoją tolerancję dlatego moze nieznacznie odbiegać od danych katalogowych jakie podaje producent. Dlatego renomowani producenci dla swoich produktów po montażu do gotowego generatora wykonują Flash test. W trakcie tego krótiego testu moduł jest poddawany krótkiej expozycji i wyznaczane są dokładnie jego indywidualne parametry elektryczne przypisane do konkretnego egzemplarza gotowego generatora. Pozwala to dzięki unikalnemu numerowi odnaleść jego indywidualne parametry na flash liście dostarczanej przez producenta. Dystrybutor lub sprzedawca modułu ma obowiazek taką listę dla indywidualnych generatorów udostępnić.
Zmiana warunków nasłonecznienia a zmiany osiągów elektrcznych generatora PV
Parametry elektryczne osiągane przez panel słoneczny są silnie powiązane z oświetlajacym panel promieniowaniem słonecznym. Dane uzyskiwane w procedurze STC praktycznie nigdy nie będą przekroczone przy ekspozycji w środowisku naturalnym na oddziaływanie promieniowania słonecznego, a więc co za tym idzie moc 1000W/m2 na pewno nie zostanie przekroczona. Praktycznie przez większość czasu będzie to moc wahająca sie w przedziale 100-800W/m2. Wraz z malejacym oddziaływaniem słonca na generator obniżeniu ulegnie wartość prądu IMPP oraz prądu I SC taka sytuacja jednak nie będzie maiała dużego wpływu na wartości napięcia V MPP oraz V SC, oczywiście zmiana natężenia promieniowania docierającego do ogniw panela bedzie w sposób proporcjonalny wpływać na moc panela P
| Natężenie promieniowania słonecznego | Wartość natęzenia prądy w porównaniu do karty katalogowej | Wartość napięcia w stosunku do karty katalogowej | Wartość mocy w stosunku do karty katalogowej |
|---|---|---|---|
| 1000W/m2 | 100% | 100% | 100% |
| 600W/m2 | 60% | 99% | 59,4% |
| 200W/m2 | 20% | 98% | 19,6% |
Zestawienie to zakłada że pozostałe parametry składowe testu STC tj. temperatura nie uległy zmianie.
Zmiana mocy, napięcia oraz prądu wraz ze zmianą temperatury
Wzrost temperatury zawsze jest nierozerwalnie powiązany ze spadkiem mocy generatora. Wynika to z powodu zwiększonej ilości drgań atomów sieci krystalicznej z której zbudowane są ogniwa. Drgania jakie wywołuje przyrost temperatury utrudniają znacząco przepływ elektronów a więc jest to czynnik powodujący zmiejszenie wytwarzanej siły elektromotorycznej w ogniwie generatora a co za tym idzie spadek napięcia ogniwa.
W czasie rzeczywistej pracy moc modułu generatora będzie spadać w miarę wzrostu temperatury ogniw, przyczyną tego spadku będzie mniejszy poziom napięcia ogniwa. Każdy producent podaje w karcie katalogowej spadek mocy generowanej przez moduł po przekroczeniu temperatury granicznej 25°C i wyraża to w procentowej utracie mocy na każdy °C powyżej tej wartości. Wskaźnik ten nosi nazwę temperaturowego wskaźnika mocy maksymalnej, w kartach katalogowych ujęty jest pod oznaczeniam Temperature Ceofficient of PMAX . W sposób analogiczny wskaźnik Temperature Ceofficient of VOC ujęty w karcie katalogowej oddaje procentowy spadek napięcia VOC podobnie wskaźnik Temperature Ceofficient of ISC oznacza wzrost prądu zwarcia.
Wspólczynnik temperaturowy mocy modułu generatora zależy bezpośrednio od temperaturowego wspołczynnika napięcia, ten z koleji jest odwrotnie proporcionalny do wartości napięcia generatora, im jest wyższe tym jest mniejszy. Sama wartość napięcia jest zależna od jakości materiałów z jakiego wykonane jest ogniwo. Dlatego niski temeraturowy współczynnik strat mocy przekłada się na lepsze uzyski energi w okresie letnim a dodatkowo świadczy o wysokiej jakość materiałów z jakich wykonano ogniwo.
Mając na uwadze temperatury jakie panują zimą w Polsce, gdy możliwe jest że temeratura rankiem spadnie do -25°C napięcie VOC może wzrastać o nawet 17% co w przypadku modułu o mocy 260W spowoduje przyrost tego napięcia nawet o 6V. Co z koleji przy zastosowaniu sposobu łączenia szergowego modułów doprowadzi w rezultacie do przyrostu napięcia nawet o kilkadziesiat volt. Taką sytuację trzeba koniecznie uwzględnić w czasie projektowania instalacji. Oczywiście w okresie letnim ogniwa mogą uzyskiwać temeratury dochodzące powyżej 70°C a co jest z tym powiązane tracić bardzo dużo na uzysku. Wtedy wartość napięcia VOC potrafi spaść nawet o 15,5% co w przypadku podanego modułu bedzie różnicą około 5,5V na niekorzyść w stosunku do karty katalogowej.
Przykład dla standardowego modułu o mocy 250W o współczynnikach temeraturowych napięcia -115,3mV/°C prądowym 4,4mA/°C oraz mocy -0,4%/°C
| Temperature Ceofficient of VOC | 0,29%/°C | Wartość im niższa tym lepeiej. Najlepsze moduły krzemowe uzyskuja poniżej 0,3%/°C |
|---|---|---|
| Temperature Ceofficient of ISC | +0,04/°C | |
| Temperature Ceofficient of PMAX | -0,39/°C | Wartość im niższa tym lepeiej.Najlepsze moduły krzemowe uzyskuja poniżej 0,4%/°C |
| Normal Cell Operation Temperature [NOCT] | 45°C | Wartość im niższa tym lepeiej.Najlepsze moduły krzemowe uzyskuja poniżej 44°C |
Wraz ze spadkiem temperatury od punktu zerowego jakim dla ogniw jest temperatura 25°C przyjęta w standardzie STC. Siła drgań występujących w krystalicznej strukturze ogniwa zmniejsza się dzięki czemu utrudnienia w przepływie elektronów maleją co powoduje zwiększenie generowanej siły elektromotorycznej w wyniku czego napięcie ogniwa wzrasta wraz ze spadkiem temperatury ogniwa. Wskaźnik Temperature Ceofficient of PMAX jest najbardziej istotny z punktu widzenia produkcji energi, im jest on wyższy tym moduł bedzie szybciej tracił moc w wyniku wzrostu temperatury ogniw. Będzie to szczególnie widoczne w upalne dni, analogicznie będzie w chłodne słoneczne dni gdy moc będzie rosła wraz ze spadkiem temperatury. Jednak zimowe mroźne słoneczne dni nie dadzą efektu wyrównania, znacząca część produkcji energi przypada na okres letni dlatego wysokie wskaźniki teperaturowe mocy mają negatywny wpływ na produkcję energi w okresie całorocznym.
Jednak wartość tego wskaźnika różni się między poszczególnymi rodzajami paneli ze względu na różne technologie wykonania danego ogniwa. Dlatego dokonując porównania wskaźnika Temperature Ceofficient of PMAX należy zawsze patrzeć przez pryzmat technologi w jakiej moduł został wykonany.
Z reguły moduły wykonane w technologi cienkowarstwowej a szczególnie te wykonane z tellurku kadmu [CdTe] oraz krzemu amorficznego [s-Si] charakteryzują sie o blisko połowę wolniejszy spadek mocy w stosunku do ogniw wykonanych z krzemu mono lub polikrystalicznego.
Ze wskaźnikiem tym nieodzownie wiąże się skłonność modułu do nagrzewania się dlatego każda karta katalogowa zawiera informacje o parametrze [NOCT] który informuje o tym jak moduł radzi sobie z oddawaniem ciepła do otoczenia dzięki czemu jego temperatura ulega zmniejszeniu. Co np. w okresie letnim skutkuje większym uzyskiem energi, im parametr NOCT jest niższy tym lepiej. Najlepsze moduły są w stanie osiagać temperature 45°C a najsłabsze aż 50°C, te 5°C różnicy w temperaturze panela powoduje straty mocy przy tych samych parametrach w jakich pracują ogniwa.
Wartość temperatury ogniw zamontowanych w module generatora zależy od kilku czynników, są prędkość strumienia powietrza opływającego moduł, natężenie promieniowania słonecznego, temperatura powietrza okalającego moduł, zdolności do oddawania ciepła przez materiały z jakich wykonane są obudowa, przesłona oraz podkład. W okresie letnim w dni o słonecznej pogodzie gdy występuje duże nasłonecznienie temperatura osiągana przez moduł ogniwa może dochodzić do 50°C jednak jeśli dni są bezwietrzne lub takiego montażu paneli gdzie w teakiej sytuacji wentylacja jest upośledzona temperatura w ogniwach może osiągać nawet 70°C. W wyniku takiego wzrostu temperatury spadek wydajności modułu będzie bardzo duży.
jak widać w powyższym zestawieniu wraz ze wzrostem temperatury spada moc uzyskiwana z ogniwa w porównaniu z temperaturą 25°C przy jakiej wyznaczano sprawność ogniwa. Dlatego mając powyższe na uwadze należy tak wybrać podłoże przeznaczone do montażu aby zapewnić odpowiednią cyrkulację powietrza wokół paneli aby zapewnić zysk na odpowiednim poziomie mocy. Dlatego wybór paneli z podłożem metalicznym jest dobrym krokiem ponieważ podłoża te zachowują się jak radiatory tzn. oddają ciepło, zaś powszechnie zastępowanie tego podłoża tworzywem sztucznym pogarsza tą funkcię poniewarz tworzywo jest dla ciepła izolatorem. Niestety te metaliczne podłoża to raczej rarytas. Sama temperatura pracy oraz wskaźniki temperaturowe mają znaczący wpływ na uzysk energi z instalacji fotovoltaicznej.
Dla przykładu można podać że ogniwo wykonane z tellurku kadmu charakteryzujące się dość małą podatnością na wskaźniki temperaturowe w klimacie i geopozycji Polski potrafią produkować od 2 do 5 % więcej energi niż ogniwa monokrystaliczne o tej samej mocy. A dzieje sie to za sprawą różnicy w temperaturowym wskaźniku mocy.
Pamiętaj!!!
Wybierając moduł w celu minimalizacji oddziaływania wysokiej temperatury na moduł i uzysk energi należy Wybierać moduł który ma najniższy wskaźnik współczynnika temperaturowego mocy [Temperature Ceofficient of PMAX] wybrać moduł który ma najniższą nominalną temperaturę pracy [NOCT]W trakcie instalacji nalezy zapewnić modułom opływ powietrza pod modułem oraz nad modułem.
Z punktu widzenia projektanta oraz montażu instalacji PV najważniejsza jest zmiana napięcia modułu PV która musi być uwzględnia przy doborze i optymalizacji instalacji PV. Wraz ze wzrostem tmperatury napięcie V OC oraz napięcie V MPP będą spadać a przy spadku temperatury będą rosnąć
Uwzględniając położenie Polski możliwe jest w mroźny zimowy poranek wychłodzenie ogniw do temperatury -25°C, a taka sytuacja spowoduje nadprodukcję napięcia w ogniwie dzięki mniejszym drganiom siatki krystalicznej i co jest z tym bezpośrednio powiązane lepszemu przekazywaniu elektronów dzieki mniejszym zakłóceniom. Dlatego wzrastajaca siła elektromotoryczna zaowocuje wzrostem napięcia na ogniwach, są to wartości nawet do 17% [6V] dla panela o mocy 260W. Dlatego w przypadku łączenia paneli w szereg wzrost napięcia może być wyrażany w dziesiatkach voltów dla instalacji. Jednak latem nagrzanie ogniw do temperatur oscylujących w granicach 70°C prowadzi do straty mocy na poziomie nawet do 15,5% [5,5V] na jednen panel, dlatego napięcie rzeczywiście pobierane z panela bedzie o tę wartość mniejsze w stosunku do karty katalogowej. I takie zjawisko należy koniecznie uwzględnić w czasie projektowania instalacji.
Występowanie zmian wartości napięcia w modułach ze względu na zmianę obciążenia lub warunków atmosferycznych jest czymś normalnym i zachodzi w dużych granicach. Należy o tym bezwzględnie pamiętać ze względu na bezpieczeństwo instalacji oraz jej efektywność. Dla przykładu dla modułu o mocy 250 W bazując na karcie katalogowej gdzie podane są wartości współczynników temperaturowych spadku napięcia o 115,3mV/°C , prądowy 4,4mA/°C oraz mocy -0,4%/°C co dla warunków STC pozwala na uzyskanie VMPP: 30,0V IMPP: 8,34A VOC: 37,4V ISC: 8,63A co przy tej nominalnej wielkości napięcia VMPP wynoszącej 30V podnosząc temperature ogniw do 70°C spowoduje spadek napięcia do 24,82V a przy temperaturze -25°C wzrost do 35,75V. Natomiast dla VOC wynoszącego 37,34V przy temperaturze 70°C spadnie ono do wartości 32,22V podczas gdy temperatura ogniw na poziomie -25°C spowoduje wzrost tego napięcia do poziomu 43,15V
Jakość ogniw
Generalnie ogniwa są sortowane w trzech kategoriach jakościowych A, B oraz C Klasa jakościowa A pozbawiona jest skaz, klasa B ma niewielką ilość skaz oraz najniższa z klas -C z liczną obecnością skaz widocznych w ogniwach nawet gołym okiem. Im wyższy jest indeks klasy tym lepsze są uzyski mocy z jednostki powierzchni modułu. Dodatkowo rezystancja wewnętrzna ogniw dla połączenia szergowego będzie niska podczas gdy dla połączenia równoległego (bocznikowa) będzie wysoka. Wzór idealnego ogniwa fotovoltaicznego posiada rezystancję szeregową [RSZ] zmieżającą do 0 Ω oraz rezystancję bocznikową [RB] zmieżajacą do nieskończoności ∞ Ω. Spadek tej rezystancji jest zazwyczaj wynikiem defektów (skaz) występujących w ogniwach i wpływa bezpośredino na obniżenie osiągów prądow-napięciowych ogniwa. Objawia się to w parametrach elektrycznych spadkiem wartości prądu w punkcie mocy maksymalnej IMPP. Jednak wzrost rezystancji szeregowej może świadczyć o niepoprawnej konstrukcji ogniwa np. znacząca rezystancja połączeń krzemu z elektrodami górną i dolną, które są elektrodami metalowymi. Na wykresie prądowo-napięciowym spowoduje to spadek napięcia w punkcie mocy maksymalnej [VMPP]. Dlatego znając te zależności można ustalić wskaźnik wypełnienia FF [Fill Factor] obrazujący moc rzeczywistą do mocy pozornej.
Moduły klasy A powinny mieć wskażnik wypełnienia powyżej 0,75 klasa B od 0,70 do 0,72 klasa C w zakresie 0,6 do 0,7
Dość często można spotkać się z tym że te same typy modułów są wykonywane z różnych ogniw a więc ich wskaźnik wypełnienia będzie różnił się, bardzo często też wykorzystywane są do tego ogniwa o niższej jakości.
Pamiętaj Im wyższy wskaźnik wypełnienia tym lepszej jakości ogniwa zawiera dany panel PV
Wygląd ogniw a klasa jakości
Moduły wykonane z najniższej klasy jakości [C] można rozpoznać gołym okiem przyglądając sie dokładnie ogniwom w poszukiwaniu skaz oraz uszkodzeń. Jednak z klasami B oraz A juz nie jest tak łatwo o ile w klasie B o jakości ogniw moze świadczyć kolor a w zasadzie jego przebarwienia, a te wyraźne różnice w barwie potwierdzają że prawdopodobnie ten modół nie jest wykonany z najwyższej [A] klasy ogniw. Jednak szanujący się producenci wykonują zdjęcie elektroluminescencyjne każdego modułu. Posługując się takim zdjęciem można szybko określić jakość użytego materiału do budowy modułu.
Sprawność ..kilka słów o niej
Faktem jest żę umiemy wykorzystać energię promieniowania elektromagnetycznego słońca i zamienić ją za pomocą ogniv PV na użyteczny dla nas prąd, jednak... umiemy zagospodarować zaledwie 15% z tej energi jaką otrzymujemy od naszego słońca. Prawdą jest że są opracowane ogniwa mające lepsze osiągi jednak cena jaką trzeba za te ogniwa uiścić pozostawia je na wysoko ulokowanej półce czyniąc je jeszcze długo zarezerwowanymi tylko dla kosmonautyki.
Wytrawny sprzedawca ogniw PV zapytany o to co wpływa na produkcię energi w ogniwach zacznie wykrętnie opowoadać o wielu czynnikach jakie mają na to wpływ np. zanieczyszczenie powietrza w danym rejonie kraju, spadające liście z drzew i owszem mają one wpływ ale na spadek mocy wynikł z zacienienia danego ogniwa. Tak naprawdę aby w ogniwie PV nastąpiła reakcja chemiczna która zamienia swiatło docierające do jego powierzchni w prąd elektryczny musi być być spełniona odpowiednia proporcja określająca jaka ilość fotonów (będących nośnikami energi) musi oświetlić ogniwo i nie może być ich ani za mało ani za dużo ponieważ nadwyżka fotonów wcale nie zostanie wykorzystana.
Przyglądając sie powyższemu wykresowi można szybko dostrzec że tak naprawdę panele PV nie są zainteresowane "konsumpcją" niskoenergetycznego promieniowania podczerwonego [IR], a stanowi ono ponad połowę odbieranego ze słońca. I tak okazuje się żę przy dlugości fali na poziomie 300nm wykorzystują jedynie 20% natomiast wraz ze wzrostem długośći fali następuje proporcjonalny ale nie linniowy przyrost wykorzystania energi fotonów by w 100% wykorzystać padające światło przy długości fali na poziomie 900nm i po przekroczeniu tej długości zacząć spadać osiągając poziom zerowy dla fal o długości większej niż 1200nm
Dzieje się tak ponieważ fotony będące nośnikiem energi, idąc na osi długości fali energia fotonów rośnie w lewo jednak duza jej część jest zamienianana ciepło, i tylko w tym srodkowym zakresie długości fali na poziomie ok 900nm mają tak dużą energię by wytrącić elektron w strukurze krystalicznej ogniwa a wiec wygenerować prąd. Wraz ze wzrostem długości fali energi maleje a co za tym idzie nie wytącając elektronów nie produkują prądu a więc ogniwo przestaje dokonywać konwersji światła na prąd elektryczny
Oczywiste jest że każdy typ ogniwa "wykraja swój kawałek tortu" z widma światła słonecznego. Dlatego właśnie ich uzyski w okresie letnim są tak rozbierzne, powodem jest dominacja w tym okresie promieniowania wysokoenergetycznego. Do tego typu ogniw należą wykonane z krzemu amorficznego, dodatkowo dla poprawy ich sprawności łaczy się je z krzemem mikrokrystalicznym poprawiajacym wykorzystanie promieniowania podczerwonego. Jednak w okresie zimowym gdy dominuje promieniowanie niskoenergetyczne część ogniw zbudowanych w technologi CIS/CIGS nie mają konkurecji przez co ich wydajność będzie znacząco wyższa od pozostałych.
Sprawność zjawiska konwersji jest w pewnym stopniu uzależniona od chwilowej mocy z jaką jest oświetlany panel PV, dlatego wraz ze zmianą poziomu oświetlenia zmienia się ilość produkowanej energi, dlatego w trakcie oceny efektywności pracy tego modułu warto sprawdzić jak zmienia się jego sprawność wraz ze zmieniającymi się warunkami oświetlenia tzn natężeniem promieniowania słonecznego. Producenci zawsze podają ją dla wartości 1000W/m2. Najbardziej rozpowszechnione typy ogniw uzyskują najlepsze sprawności dla natężeń oświetlenia w zakersach 600-800W/m2. Osiagają nawet minimalnie przewyższoną sprawność nominalną. Wszystkie typy ogniw PV tracą swoją sprawność w przedziale 100-300W/m2. Jednak ze względu na położenie geograficzne Polski dla nas najważniejsza jest sprawność w zakresie mocy 200-800W/m2 ponieważ z taką własnie mocą pracują te instalacje w warunkach normalnej eksploatacji w naszej szerokości geograficznej.
Jak juz wiemy wartość sprawności wyznaczana jest przy 1000W/m2 25°C czyli w warunkach STC, jednak panel zamontowany na dachu nie zawsze ma warunki labolatoryjne dlatego parametry NOCT zawsze będą niższe od STC. I tak dla ogniwa o deklarowanej przez producenta sprawności na poziomie 18,5% mocy 256W i powierzchni 1,6335m2 wyniesie według wzoru
Pamiętaj!!! W rzeczywistych warunkach pracy osiągi generatorów PV zawsze będą niższe niż podają to producenci w materiałach marketingowych
Dlatego jeśli dostępna powierzchnia która ma posłużyć na wykonanie instalacji PV jest ograniczona to czynnikiem decydującym o wyborze technologi jest wydajność modułów i zawsz trzeba dokonywać sprawdzenia wydajności gotowych zmontowanych modułów a nie ogniw które są ich częściami składowymi. Ponieważ ze względu na specyfikę technologi oraz montaż samych ogniw w zespolającej je ramie stanowiącej moduł zawsze znajdą się puste przestrzenie między ogniwami i to własnie one będą decydować o spadku wydajności który zawsze będzie wartością niższą niż wydajność jednostkowa ogniwa z jakiego moduł jest wykonany. Czasem różnice są dość znaczące.
| Typ modułu PV | Sprawność modułu PV | Moc w Wp z m2 | Powierzchnia modułu [m2] PV potrzebna do uzyskania 1KWp mocy |
|---|---|---|---|
| Polikrystaliczny klasyczny | 17,2% | 172 | 5,8 |
| Monokrystaliczny klasyczny | 18,2% | 182 | 5,5 |
| Monokrystaliczny PERC | 19,7% | 197 | 5,1 |
| Monokrystaliczny All back contact | 20,5% | 205 | 4,9 |
| Monokrystaliczny HIT | 20,1% | 201 | 5,0 |
| Monokrystaliczny dwustronny | 18,3% | 183 | 5,5 |
| Polikrystaliczny szyba-szyba | 16,9% | 169 | 5,9 |
| Monokrystaliczny szyba-szyba | 18,5% | 185 | 5,4 |
| Polikrystaliczny ogniwa cięte na pół | 17,6% | 176 | 5,7 |
| Monokrystaliczny ogniwa cięte na pół | 19,8% | 198 | 5,1 |
| Polikrystaliczny MWT | 18,5% | 185 | 5,4 |
| Monokrystaliczny MWT | 20,0% | 200 | 5,0 |
| Polikrystaliczny Smart | 17,2% | 172 | 5,8 |
| Monokrystaliczny Smart | 18,2% | 182 | 5,5 |
| CIGS | 13,4% | 134 | 7,4 |
| CdTe | 13,9% | 139 | 7,2 |
| Amorficzny | 8,3% | 83 | 12,0 |
Pamiętaj!!! Sprawność modułu jest parametrem niezmiernie ważnym w sytuacji gdy dostępna powierzchnia montażowa jest ograniczona. Dodatkowo wysoka sprawność modułu wcale nie jest gwarantem wysokich uzysków energetycznych, Dlatego przystępując do porównywania sprawności modułów dostępnych na rynku zawsze kierujmy się testami wykonanymi dla standardu NOCT
Znaczenie dodatniej tolerancji przy wyborze modułu PV
Niestety w trakcie procesu produkcyjnego nie jest możliwe utrzymanie powtarzalności uzyskiwanej sprawności na poziomie 100%, dlatego producenci podają tę wielkość w typoszeregach jest to zwiazane z różnicami jakie wprowadzają poszczególne egzemplarze ogniw które są montowane w jeden panel. Możliwe jest zastosowanie średniej z testów i w takiej sytuacji pojedyńcze moduły mogą się nieznacznie różnić od podawanego uśrednionego wyniku. Obrazuje to zapis na ulotce informacyjnej Nominal Power W (+5%/-5%) oznacz to ze moc poszczególnych paneli moze być większa lub mniejsza o ±5% od deklarowanej przez producenta. Bardzo często stosowaną praktyką jest podawanie tylko tolerancji dodatniej. Ma to miejsce w sytuacji gdy producent paneli dokonuje sprawdzenia wydajności i na jej podstawie odpowiednio klasyfikuje dany moduł do odpowiedniego typoszeregu deklarując że dla danego typoszeregu moc minimalna modułu wynosi np. 250W i bedzie to najniższa możliwa moc jaka może zostać zaklasyfikowana do tego typoszeregu, toteż często pojawi się sytuacja gdzie moduł posiada wyższą sprawność od zadekarowanej Nominal Power W (-0%/+5%)
Napotykając takie oznaczenie na opakowaniu modułu mamy pewność że moduł został wykonany z ogniw o wysokiej jakości oraz precyzyjnego i starannego montażu. Drugim pozytywnym sygnałem z tego wynikającym jest gwarancja uzysków z instalacji. Dlatego mając to na uwadze należy pamiętać że zamontowanie choćby jednego modułu o słabszych parametrach może uczynić go "wąskim gardłem" instalacji które będzie ograniczać bardzo drastycznie uzyski energi i tego należy bezwzględnie unikać mając na uwadze sprawność całej instalacji ponieważ większość instalacji jest instalacjami o sposobie łączenia modułów w szereg.
Light Iducted Degradation (LID) i utrata mocy
Każdy moduł PV wraz z wiekiem traci pewną część mocy znamionowej jednak w ciągu pierwszych 24 godzin ekspzycji na światło słoneczne ta utrata jest znacząco duża i waha sie na poziomie do 5% mocy nominalnej. Jednak po tej krótkotrwałej acz drastycznej utracie mocy następuje ustabilizowana i dość powolna utrata mocy znamionowej w zakresie do 1% w skali roku w porównaniu do mocy nominalnej modułu. Chociaż nie jest to regułą dla modułów wykonanych z słabej jakości komponentów.
Jednak w przypadku ogniw z krzemu amorficznego sytuacja nie wygląda tak dobrze ponieważ moduły te tracą od 10 do 30% nominalnej mocy znamionowej w ciągu pierszego półrocza działania. Jest to uwarunkowane jakością i budową ogniw. Nazywane jest to efektem Staeblera-Wrońskiego. Dlatego podawana przez producentów moc dotyczy mocy po tej degradacji. Dlatego pierwsze miesiące pracy tej instalcji przyniosą znaczące zwyżki jeśli chodzi o parametry elektryczne instalacji i należy to uwzględnić w projektach. Moduły wykonane z ogniw zawierajacych krzem amorficzny mają tendencję do samoczynnego naprawiania efektu degradacji w momęcie podgrzewania ich do wysokiej temperatury. Jednak jest to tylko częściowe i występuje jedynie w okresie letnim gdy ogniwa na skutek padajacego na nie promieniowania nagrzewaja sie dość znacząco. Dlatego ich moc w okresach letnich nieznacznie wzrasta by ponownie spaść w okresie zimowym.
Niezależnie od typu ogniw zamontowanych w module gwarancja zakłada że w ciągu pierwszego roku eksploatacji moc znamionowa spadnie o 5%, przez kolejne 10 lat moc znamionowa może spaść o 10% a następnie do poziomu o 20% mniej w porównaniu z mocą znamionową po 25 latach eksploatacji. Producenci najlepszych jakościowo modułów gwarantują że w ciągu pierwszego roku moc spadnie o 2-3% i następnie 14-17% spadek mocy po 30 latach pracy modułów. Tak niska utrata mocy świadczy o jakości elementów składowych modułów. Jednak wszystkie te moduły są wyliczane na zachowanie co najmniej około 80% pierwotnej mocy znamionowej po okresie 25 lat pracy.
Ogniwa z domieszką Galu
Chcąc zniwelować efekt utaty mocy znamionowej po pierwszym kontakcie ze światłem oraz obiżyć roczny spadek mocy do ogniw monokrystalicznych zamiast tradycyjnego boru dodaje się pierwiastek o nazwie GAL. Dzięki tej domieszce moduły tracą sprawność około 2 razy wolniej od klasycznych konstrukcji wykonanych z dobrych gatunkowo elementów. To pozwala na wyprodukowanie od 5 do 7% więcej energi w czasie "życia" instalacji. Dodatkowo domieszka galu daje niski wspólczynnik degradacji światłem słonecznym [LID] który waha się na poziomie do 1% w czasie gdy tradycyjne ogniwa oscylują od 3 do 5% mocy znamionowej. Jako przykład można podać moduły firmy ZNShine których współczynnik LID wynosi 0,57%
Degradacja warstwy EVA
Ethyle Vinyl Acetate [EVA] to jeden z ważniejszych elementów budowy modułu PV a jest nim cienka przezroczysta i niewidoczna gołym okiem folia ochronna, która po zalaminowaniu w nią ogniw modułu chroni je dzięki wytworzonej próżni przed czynnikami atmosferycznymi które mogły by pogorszyć warunki pracy modułu. Dzięki tej hermetyzacji uzyskujemy mniejszy spadek mocy w cyklach rocznych. Jednak główną wytyczną do zastosowania foli EVA jest konieczność izolacji elektrycznej ogniw przed wilgocią, a także zagwarantowanie poprawnego umiejscowienia pod szybą ochronną która chroni mechanicznie ogniwa przed uszkodzeniem. Wymagania stawiane tej foli zakładają ze bedzie wysokorezystywna, wysokoprzepuszczalna dla światła, wysokoodporna na promieniowanie UV oraz wysokoodporna na urazy mechaniczne tj. rozdarcia, pękniecia. Trwałość tej foli ochronnej zależy od sposobu laminacji, warunków pracy warstwy EVA oraz od samej jakości foli. Jeszcze jakiś czas temu popularną "bolączką" moduów było zżółknięcie wastwy EVA a następnie zmiana koloru na brązowy w wyniku oddziaływania wysokiej temperatury oraz promieniowania UV.
Pomijając problem estetyczny zostaje dużo poważniejsza dolegliwość jaką jest spadek wydajności i tak bazując na badaniach NREL [National Renewable Energy Labolatory] okazuje się że w wyniku żżółknięcia warstwy EVA spadek mocy znamionowej oscyluje na poziomie 5-10% ale już w przypadku zbrązowienia modułu musimy liczyć się z utratą nawet na poziomie 40-50% mocy znamionowej modułu. Proces zółknięcia przebiega stanowczo szybciej w krajach o wysokim nasłonecznieniu. Jednak i u nas w przypadku zakupu niewłaściwych modułów można zaobserwować ten proces. Dlatego jakiekolwiek odbarwienia powinny zasugerować nam kontrole mocy znamionowej modułu, czy jest ona zawarta w wytycznych producenta lub też wymiany aby nie narażać się na zacienienie modułu i utratę produkowanej energi.
Warstwa EVA może ulegać też miejscowej degradacji jaką jest złuszczanie warstwy lub odklejanie się foli, takie objawy mogą świadczyć o niepoprawnym procesie laminacji a wszelkie jasne plamki na powierzchni mdułu powinny wzbudzić naszą czujność gdyż są oznakami postępującego uszkodzenia a co się z tym wiąże zapowiadają spadek produkcji prosumenckiej z naszej instalacji a więc mniejsze uzyski i zyski finansowe dla nas jako prosumenta.
Niskie natężenie promieniowania słonecznego a efektywność paneli PV
Z uwagi na położenie naszego kraju panele voltaiczne często pracują w warunkach niskiego natężenia oświetlenia promieniami słonecznymi, sama sprawność tych modułów jest zaś bardzo skorelowana z natężeniem tego oświetlenia i wraz z nim sie zmienia. Dlatego przy bardzo niskich wartościach radiacji słonecznej konwersja fotovoltaiczna zaczyna spadać. Kierując się tą wiedzą i wybierajac panel który ma dość niski spadek sprawności w słabym oświetleniu słonecznym uzyskamy możliwość produkcji energi o większej mocy z tej samej mocy instalacji.
Jeśli poziom natężenia promieniowania słonecznego wynosi w zakresie od 500 do 1000W/m2 wtedy praktycznie każdy klasyczny panel uzyska poziom sprawności dokonywanej konwersji na poziomie zbliżonym do nominalnego w STC. Jednak gdzy poziom spadnie poniżej wartości 300W/m2 poziom zjawiska zmiany światła na prąd również znacząco spadnie poniżej średniej wartości nominalnej. Dodatkowo mając na uwadze to że w naszym położeniu blisko 70% z energi dostarczonej nam ma moc poniżej 500W/m2 rozwarzając zakup instalacji musimy kierować się wyborem ogniw dedykowanych do takich właśnie obszarów
Niska sprawność w sytuacji niskiego natężenia oświetlenia będzie skutkować niskim uzyskiem zwłaszcza w okresie zimowym. Jako kryterium warto porównać moduły pod katem relatywnego spadku wartości sprawności w warunkach niskiego natężenia promieniowania słonecznego. Zgodnie z procedurą testową producenci podają relatywny spadek sprawności konwersji w warunkach natężenia promieniowania na poziomie 200W/m2 w stosunku do sprawności nominalnej przy 1000W/m2. Im ta wielkość jest niższa tym sprawność i uzysk roczny będą większe. I dla przykładu 5% spadek przy 200W/m2 oznacza że dla modułu którego sprawność wynosi 15% przy natężeniu 1000W/m2 w tym przypadku po spadku natężenia oświetlenia do 200W/m2 panel zachowa sprawność na poziomie 14,25% nominalnej 15% sprawności jaką by uzyskał przy ekspozycji na natężenie promieniowania o mocy 1000W/m2 a wiec przy spadku natężenia ekspozycji z mocy 1000W/m2 do 200W/m2 a wiec pięciokrotnie mniej sprawność konwersji spadnie tylko o 0,75%
Hot spot - gorący punkt
W trakcie procesu produkcji modułów ogniwa będące klockami z których są wykonane moduly poddawane są działaniu wielu środków chemicznych, wysokich temperatur, naprężeń wszystkie te czynniki mogą wywołać stres w powierzchni ogniw objawiający się w postaci mikropęknieć struktury ogniwa, standardowa procedura testowa jakiej jest poddawany moduł praktycznie nie ma szans na wychwycenie takich usterek. Oczywiście czas i sposób transportu oraz magazynowania a także montażu również nie jest bez znaczenia dla mikropęknięć i drobnych uszkodzeń modułów.
Miejsca takie mają tendencję do uzyskiwania gorszych parametrów elektrycznych np. większej rezystancji na skutek mikropęknięć scieżki przewodzącej prąd (elektrody) i w wyniku wzrostu rezystancji nagrzewania się do wyższej temperatury w porównaniu do reszty obwodu elektrycznego modułu. W głównej mierze problem ten daje o sobie znać w ogniwach które uległy zacienieniu a w rezultacie tego zaczyna w nich płynąć prąd o odwróconej polaryzacji co powoduje nagrzewanie się tych ogniw. Jest to szczególnie szybko nagrzewajace się połączenie jeżeli w jego strukturze są defekty i mikropęknięcia. Producenci ogniw twierdzą że w takiej sytuacji temperatura takiego HOT-SPOT-u może osiagać nawet 250°C co w skrajnej sytuacji może skutkować samozapłonem modułu
Chcąc upewnić się że problem Hot spotów zostanie zminimalizowany musimy dołożyć starań w wyborze poprawnych modułów oraz właściwego i starannego ich montażu. Dlatego ważne jest by nie uległy uszkodzeniu w czasie transportu na dach a monteży dokręcali mocowania z odpowiednim momentem powstrzymując się jednocześnie od spacerów po juz zainstalowanych panelach. Ponieważ wszystkie te sytuacje mogą być powodem powstania mikropęknięć i w ich efekcie hot spotów. W czasie eksploatacji generatora PV takie mikropęknięcia mogą powstać w czasie chodzenia po modułach przez obsługę lub osoby myjące powierzchnię paneli. Jeśli już musimy stawać na powierznię czynną panela PV możemy to zrobić jedynie dysponując specjalnym obuwiem rozkładającym siłę nacisku na dużą powierzchnię osłabiajac tym samym nacisk w danym punkcie styku. Unikając jednak stawania w centralnej części panela. Występowanie hot spotów można ujawnić za pomcą kamery termowizyjnej. Jeśli w budowie panela nie ma żadnych anomali temperatura będzie rozkładała się równomiernie i jedynie okolice puszki przyłączeniowej mogą nieznacznie nabierać temperatury w stosunku do reszty modułu.
Skutkiem występowania gorących punktów jest utrata efektywności modułu i jego przyśpieszone zużycie. Aby temu zapobiegać należy czytać informacje i broszury o danym produkcie, czy kontrola produktu na terenie wytwórni przewiduje kontrolę na obecność Hot Spotów. Jeżeli dany producent sprawdza swoje wyroby pod kątem tych uszkodzeń napewno poinformuje o tym klientów stosowną informacją w karcie katalogowej lub informacyjnej w postaci wpisu Hot Spot Protect [HSP]. Jeśli nie ma wpisu w karcie produktu to takie sprawdzenie jest możliwe do wykonania kamerą termowizyjną.
Korozja warstwy TCO
Jest to poważna przypadłość modułów II generacji. Praktycznie w każdym cienkowarstwowym module przewodnictwo od strony wierzchniej modułu zapewnia bardzo cienka warstwa nazywana TCO [Transparent Conducing Oxide]. Warstwa ta jeśli zostanie wystawiona na działanie uwolnionych jonów sodu zawartych w szkle pokrywającym panel od góry może stracić swoją klarowność i w wyniku zmętnienia wywołać nieodwracalny spadek wydajności modułu. Sytuacja ta nazwana jest korozją wastwy TCO, dotyka ona w głownej mierze obrzezy modułu z racji przenikania wilgoci i oddziaływania prądów upływu jakie występują w ogniwach cienkowarstwowych. W wyniku tego następuje oddziaływanie wygenerowanego napięcia na taflę szkła i uwplnienie z niej jonów sodu które migrując na powierzchnię TCO powodują wystąpienie zjawiska zmętnienia zwanego korozją warstwy TCO. W skrajnych przypadkach korozja może doprowadzić do utratu nawet kilkunastu procent sprawności w ciągu roku. Problem ten dotyczy zwłaszcza jednej technologi, jednak sa metody na zabezpieczenie się przed wystąpieniem korozji TCO. Chodzi o uziemienie negatywnego bieguna modułu, oraz invertera transformatorowego odizolowanego galwanicznie dzięki czemu nie będzie wzbudzało się napięcie na obudowie modułu i nie nastąpi elektroliza jonów sodu.
Najwieksze ryzyko korozji TCO występuje w sytuacji gdy jest bezpośredni kontakt między szkłem a TCO. Ma to miejsce w przypadku technologi substrate. Jest ona wykorzystywana do produkcji ogniw amorficznych cienkowarstwowych na bazie krzemu oraz niektóre ogniwa na bazie tellurku kadmu [CdTe].
W sytuacji gdy miedzy TCO a taflą szkłą jest umieszczony laminat zjawisko korozji TCO nie zachodzi. Ten typ technologi (superstage) wykorzystywany jest w produkcji ogniw CIS/CGIS
Pamiętaj. Korozja warstwy TCO może doprowadzić do konieczności wymiany modułów w ciągu kilku lat od zakupu i montażu paneli. Dlatego bardzo ważne jest by wybierać moduły w których pomiędzy warstwą TCO a szkłem jest laminat. Dopilnuj by po instalacji odpowiednio zabezpieczono moduły przed korozją TCO uziemiając biegun ujemny panela. W ciągu pierwszego roku pracy obserwuj bacznie moduły PV czy na krawędziach nie występują ogniska zmętnienia warstwy TCO, a odpowiednio szybka reakcja zaowocuje uratowaniem paneli. Korozja TCO jest nieodwracalna, jednak renomowani producenci informują jak zminimalizować możliwość jej wystąpienia. Dlatego postepuj zgodnie z zaleceniami wytwórcy by w miarę możliwości wyeliminować ryzyko jej wystąpienia. Większość problemów z nią związanych wynika z błędów procesu montażu lub projektowania instalacji. Problem korozji TCO nie dotyczy klasycznych modułów wykonanych z krzemu krystalicznego.
PID- degradacja napieciem indukowanym
Jeśli w budzący się ładny słoneczny dzień wstąjacy zaraz po porannej ulewie natchnie nas by sprawdzić jak na nasze panele PV podział poranny prysznic który je solidnie ochłodził, a do tego jeszcze porządnie umył i stwierdzimy że nasze panele są czyste, wychłodzone ale o zgrozo...wyglądają na śpiące mimo tego że słońce już je oświetla... Wtedy upewniwszy się że wszystkie kabelki są OK. prawdopodobnie staliśmy się ofiarą pewnego zjawiska, które szerzej znane jest jako PID [Potential Inducted Degradation] - degradacja indukowanym napięciem. Co to jest i dlaczego dotyka panele PV? Otóż wystepuje najczęściej w panelach najbliższych do bieguna ujemnego choć i dodatni nie jest odporny, dzieje się tak ponieważ zazwyczaj łączymy ogniwa paneli w układzie szeregowym aby uzyskać z panela w miare duży poziom napięcia, a jeśli połączymy panele generatora PV w ten sam sposób? Napięcie znów znaczaco wzrośnie siegając czasem do 600V prądu stałego [DC]. Napiecie to jest pomiędzy ziemią a ogniwami panela PV. Ramki konstrukcyjne są ze względów bezpieczeństwa uziemiane a więc elektrostatyka ma pełne pole do działań. Wolne elektrony zaś.. skrupulatnie wykorzystają okazję by "dać nogę" z obwodu zamiast pracować na rzecz prosumenta wyskoczą sobie przez ramkę do uziemienia i ... "tyle ich widzieli". Trochę z humorem ... ale dokładnie tak to wyglada.
W sytuacji kiedy zjawisko to wystąpi spadną napięcie oraz prąd w układzie panelaw punkcie mocy maksymalnej co ma znaczący wpływ na spadek mocy produkowanej energi. Jeżeli efekt PID utrzyma się przez czas około 100h może doprowadzić do utraty nawet do 70% mocy panela w relacji do mocy nominalnej. A więc jest bardzo niebezpieczne dla instalacji.
Skutki wystąpienia PID są odwracalne jeśli było to zjawisko krótkotrwałe, które dostarczyło zewnętrzną polaryzację oraz spowodowało utratę mocy. Są jednak nieodwracalne jeśli zjawisko to utrzymywało się przez dlugi czas powodując w panelach korozję elektryczną, przyśpieszona degradację ogniw oraz skracajac żywotność paneli.
Sama degradacja wynikła ze zjawiska PID jest w dużym stopniu uzależniona od jakości używanych elementów w instalacjach. Nie wszystkie rodzaje i typy ogniw charakteryzują się identyczną podatnością na PID. Decydujący wpływ ma na to skład chemiczny oraz gęstość ogniwa a także powłoka anty refleksyjna jaka je okrywa. Dodatkowo duże znaczenie ma także jakość i sposób wykonania modułu, bardziej dopracowane hermetycznie ogniwa wykazują mniejszą podatność na tę przypadłość. Oczywiście warunki klimatyczne w jakich dany moduł pracuje też nie pozostają obojętne. Ponieważ wysoka wilgotność i temperatura wzmagają indukcję napięcia. Samo wykonanie instalacji PV tzn. długość łańcucha też jest bardzo istotne z racji podwyższania wielkości napiecia wraz ze wzrostem długosci łańcucha.
Jedną z metod rozwiązania tego problemu jest zakup modułów odpornych na to zjawisko, dlatego większość renomowanych producentów jeśli ma w ofercie moduły podatne na te zjawisko informuje o tym klientów. Jeśli jednak nabyliśmy już ogniwa i spotkała nas przykra lekcja o istnieniu tego zjawiska możemy zlecić uziemienie odpowiedniego bieguna instalacji i zazwyczaj jest to biegun minusa, chociaż tak naprawdą decyduje o tym typ ogniw. Mianowicie jeśli mamy w naszych panelach ogniwa typu P to mozemy śmiało uziemiać minus[-] jednak jeśli mamy ogniwa typu N to uziemienie powędruje do bieguna plusa [+]. Ale w obu przypadkach musimy być pewni że nasz inverter to typ transformatorowy posiadajacy galwaniczna separację, jeżeli jednak tak nie jest musimy poszukać innego dobrego sposobu aby pozbyć się polaryzacji przy biegunach modułów.
Pamiętaj że Degradacja Indukowanym Napieciem [PID] moze doprowadzić do znaczącego spadku produkcji energi a także przyśpieszyć proces degradacji ogniw panela. Dlatego decydując się na zakup paneli upewnij sie iż są one na to zjawisko uodpornione, a w wilgotne i ciepłe dni sprawdzaj poziom uzysku z paneli, jeśli stwierdzisz ze znaczaco spadła musisz natychmiast podjać stosowne kroki ponieważ podjęte kroki zaradzcze przeciw PID natychmiast po stwierdzeniu tego zjawiska czynią je niegroźnym dla modułów gdyz jest to odwracalne.
Wielu producentów paneli deklaruje odporność swoich urządzeń na PID. Niestety, o ile panele nie posiadają oficjalnych certyfikatów, takie deklaracje są grą słów marketingu. Jak wykazują testy niezależnych laboratoriów, większość modułów nie jest całkowicie odporna przed degradacją tego typu. Testy wykonywane są między innymi przez Instytut Fraunhofera, TUV Rheinland czy NREL. Norma IEC 62804 oznacza, że panel zdał test na ochronę przez PID (straty mocy mniejsze niż 5% i brak uszkodzeń). Warunki, w których wykonywane jest badanie: temperatura 60 °C ±2°C, wilgotność powietrza 85 % ±5%., 1000 V. Niektóre panele np. Tales Sun lub JA Solar zdają test w jeszcze surowszych warunkach. Przed PID można się uchronić stosując lepsze jakościowo warstwy antyrefleksyjne na szybach modułów, inne enkapsulanty albo zmieniając skład szkła (prawdopodobnie zawartość sodu sprzyja powstawaniu degradacji indukowanym napięciem). Można również zastosować specjalne urządzenia, które w przypadku zejścia poniżej pewnego progu napięcia, przywrócą odpowiedni rozkład ładunków.
Normy i certyfikaty modułów
Każdorazowo dokonując wyboru elementów instalacji PV powinniśmy się kierować rozsądkiem, dlatego należy bezwzględnie sparawdzać obecność certyfikatu. Daje on nam gwarancję że zakupiony element spełnia odpowiednie normy bezpieczeństwa potwierdzone w danym certyfikacie.
IEC 61215:2015
Moduły wykonane z ogniw krzemowych. Norma PN-EN 61215:2015 - moduły PV wykonane z krzemu krystalicznego do zastosowań naziemnych. [Crystalline Silicon Terrestrial Photovoltaic (PV) Modules Design Qualification And Type Approval]
IEC 61646 Ed2
Moduły wykonane w technologi cienkowarstwowej. Norma PN-EN 61646:2008 do zastosowań naziemnych. [Thin-Film Terrestrial Photovoltaic (PV) Modules Design Qualification And Type Approval]
PN-EN 61730-1:2007
Norma wymagana dla obu powyższych typów ogniw dotyczy bezpieczeństwa [Photovoltaic (PV) Modules Safety Qualification]. Te normy będą szczególnie potrzebne do wydania warunków przyłączenia prosumenta przez zakład energetyczny.
Fakt posiadania tych certyfikatów daje pewną gwarancję że produkty te są bezpieczne a zwłaszcza potwierdza że moduły te zanim trafią do klienta są badane przez producenta pod kątem
- odporność na wysoką temperature 85°C w czasie 1000h w wilgotności 85%
- stopień izolacji przy wysokiej wilgotności w warunkach pracy
- odporność na udary termiczne 50 i 200 cykli -40°C do +85°C
- odporność na oszronienia 10 cykli +85°C do -40°C w wilgotności 85%
- odporność na problem PID - upływ prądu
- odporność na exspozycję UV 15Kw/m2 UV (280-385nm) a także 5Kw/m2UV (280-320nm) w temperaturzy 60°C
- odporność na gradobicia 11 cykli uderzania kulą lodu o średnicy 25mm z prędkością 23m/s o masie 7,5g
- odporność na obciążenia mechaniczne 3 cykle po 2 h każdy. Nacisk 2400Pa z każdej strony (244Kg/m2)
- obecność hot spotów (gorących punktów) 5h testu przy irradiacji 1000W/m2 z częściowym lub całkowitym zacienieniem ogniw
- test wydajności przy natężeniu oświetlenia 200W/m2 i temperatury z warunków NOCT
- wspołczynników temperaturowych mocy,prądu i napięcia
Procedury testowe VDE dokonywane są na 8 egzemplażach gotowych modułow badanego modelu ogniw. Dla technologi cienkowarstwowej wykonywane jest 19 rodzajów testów a dla krzemowych 18. Dzięki wykorzystaniu elementów seryjnych wyniki testów są bardziej miarodajne. Moduł zalicza test jesli po zakończeniu danego badania nie ulega uszkodzeniu mechanicznemu a w przypadku sprawności elektrycznej nie może ona uledz drastycznemu pogorszeniu i tak dla modułów cienkowarstwowych ich moc po zakończeniu testów nie może być mniejsza o więcej niż 10% dla wartości nominalnej przed testem. Posiadanie tych certyfikatów daje nabywcy prawo do pewności że nabywa produkt dobrej jakości. Niemniej jednak w praktyce wartość tego certyfikatu zależy jedynie od powtarzalności produkcji i o ile jest to zachowane o tyle poszczególne partie produktu powinny być bardzo zbliżone do siebie jeśli chodzi o uzyskiwane parametry. Oczywiście nie bez znaczenia jest dobra kontrola jakości wewnątrz wytwórni.
Jednak w opinni znawców tematu i problematyki około 20% montowanych urządzeń pomimo posiadanych wymaganych certfikatów posiada wady pracuje wadliwie generując problemy, a w skrajnych sytuacjach wymaga wymiany. Dlatego przed wyborem konkretnego modelu panela warto oprócz certyfikatów zasięgnąć opinni osób mających dany typ i model ogniw.
PVT- hybryda PV oraz kolektora słonecznego
Są to moduły PV [Photovoltaic Thermal] chłodzone cieczą dzięki czemu dodatkowo oprócz prądu produkują ciepłą wode. Wykorzystanie tego typu instalacji umożliwia jednoczesną produkcię obu mediów i jest to rozwiązanie możliwe do zastosowania w sytuacji gdy powierzchnia dostępna do wykorzystania jest ograniczona. Dodatkowym atutem tej instalacji jest wychładzanie w upalne letnie dni nagrzanych modułów co poprawia ich wydajność. Jeśli temperatura ogniw wzrasta powyżej 50°C i dzięki wykorzystaniu chłodzenia uzyskamy wolniejszy spadek wydajności spowodowany temeraturą ogniw. Owszem rozwiązanie to wydaje się być ciekawym jednak w praktyce okazuje się że ogniwa do najwydajniejszej pracy potrzebują temperatur na poziomie 35-45°C a w ogniwach typu klasycznego bez systemu chłodzenia cieczą temperatura sporadycznie przekracza 50°C a wiec dodatkowy zysk z racji chłodzenia nie jest w praktyce zbyt dużym.
Dodatkowo w okresach letnich w budynkach mieszkalnych nie ma zbyt dużego zapotrzebowania na ciepłą wodę (o temperaturach do 45°C), kolejnym problemem jest powierzchnia modułów PV liczona w metrach kwadratowych, które wystawione na oddziaływanie słońca generują ciepło, trzeba je odebrać od paneli PV i odprowadzić. Ponad to moduły hybrydowe nie mają powierzchni absorbentów które są selektywnymi, to znaczy że nie są w stanie reagować jedynie na określoną długość wiązki promieniowania świetlnego. Poza tym jakość izolacji cieplnej jest dużo słabsza w zestawieniu z klasycznymi kolektorami, dlatego wykazują duże straty ciepła w porównaniu z dedykowanymi do tego kolektorami słonecznymi. Dodatkowo nie wolno zapominać o tym że część promieniowania słonecznego zwłaszcza ta widzialna konsumowana jest przez część fotovoltaiczną i nie bierze już udziału w produkcji ciepła.
Systemy hybrydowe dzielą się na dwie grupy pierwsza to system oparty na wykorzystaniu konstrukcji płaskiego kolektora cieczowego umieszczonego pod modułami w warstwie absorbera gdzie wężownica odbiera wytworzone ciepło i oddaje je do instalacji grzewczej, która w tym przypadku podłączona jest analogiczny sposób jak kolektory słoneczne. Sam czynnik chłodząco-grzewczy jest taki sam jak w przypadku kolektorów słonecznych.
Drugi z systemów oparty jest na kolektorach powietrznych ale nie jest on bardzo popularny w Polsce. W tym przypadku czynnikiem wykorzystanym do ogrzewania jest powietrze opływające ogniwa. Jest to system o wiele mniej skąplikowany i tańszy jednak aby możliwe było jego zastosowanie musi być system wentylacji mechanicznej, dopiero wtedy stosowanie tego rozwiązania staje się uzasadnionym.
Na chwilę obecną bolączką tego typu rozwiązań jest mały stopień przewodności termicznej jaka występuje pomiędzy ogniwem a absorberem. Wynikało to z technologi produkcji i montażu gdzie całe moduły były przyklejane do absorbera. Jednak wspomniany już słaby kontakt utrudniał przekazywanie ciepła z ogniw do układu termicznego. Efektem tego było zwiększanie kosztów produkcji które nie rekompensowały się z zysków ciepła i sprawności modułów co czyniło je nizadowalającymi.
Ewolucja tego rozwiązania doprowadziła do laminacji ogniw fotovoltaicznych bezpośrednio na płycie absorbera co zaowocowało znaczącym przyrostem sprawności wymiany ciepła która stałą się duzo bardziej efektywna. Konstrukcje te pozwalają na wydajność w przedziale 70-80% i jest to wynik kilkukrotnie lepszy od instalcji typu fotovoltaicznego i zdaje się być porównywalnym z wynikami kolektorów słonecznych, oczywiście pod warunkiem odpowiedniego zapotrzebowania na ciepło w danym budynku.
Wysoka cena tych konstrukcji sprawia że są one mało popularne na rodzimym rynku, są one o wiele droższe od zwykłych kolektorów w wersji cieczowej lub próżniowej. Dodatkowym kwiatkiem do kożucha jest zapotrzebowanie na ciepło w okresie letnim, które nie uzasadnia ekonomicznie instalacji kilkunastu modułów PVT, a taka właśnie liczba jest niejednokrotnie wymagana aby uzyskać pożądany i rentowny poziom wydajności elektrycznej instalacji. Sam zakup tego rozwiązana wydaje się być rentowny tylko w sytuacjach gdy sam prosument ma duże zapotrzebowanie na wode ciepłą o niskiej temperaturze, przykładem tego moze być podgrzewanie wody w basenie. W takim wypadku instalacja hybrydowa jest ekonomicznie uzasadniona.
Pompa ciepła została wykorzystana do pracy z odpowiednio zaadoptowanymi modułami PVT, dominującym podmiotem w badaniach nad tym systemem jest niemiecki ISFH. Modelowe instalacje wykrzystują ciepło z PVT do ogrzania dolnego źródła pompy przez co wzmacnia się jej efektywność pracy, energia z ogniw PV zaś zasila kompresor pompy ciepła. Pozwala to obniżyć znacząco koszty pracy pompy ciepła oraz zwiększyć jej efektywność.
Jednak pomimo wszelkich zalet i sporych wad, dla zdecydowanej większości przypadków instalcji słonecznych umieszczonych na domach jednorodzinnych bardziej opłaca się oddzielnie zamontowac kolektory słoneczne do uzysku ciepłej wody oraz osobno część fotovoltaiczną.
Dobór i optymalizacjia Instalacji
Nachylenie i kierunek ustawienia instalacji PV
Każda instalacja fotovoltaiczna niezależnie od tego czy zamocowana została na powierzni gruntu czy na dachu budynku, zawsze będzie odchylona w kierunku południowym aby módz uzyskać zwiększenie odbioru energi jaka dotrze do modułu panela w stosunku do nasłonecznienia powierzchni horyzontalnej kąd pochylenia oraz kierunek zalezny jest od dwóch ważnych czynników tj. Okresu pracy instalacji w ciągu roku oraz technicznych możliwości i aspektów montażu paneli.
Jeśli warunki na to pozwalają, instalacje fotovoltaiczne in-grid zawsze będą ustawiane w kierunku południowym względem pozycji horyzontalnej pod kątem 25-40° dla południa Polski oraz 30-50° dla północy naszego kraju. Dzieki takim koordynatom ustawień roczna suma nasłonecznienia na generator PV będzie najwyższa, co przekłąda się bezpośrednio na najwyższą produkcję energi elektrycznej. W podanych tu zasobach kątów ustawień możemy zwiększyć ilosć nasłonecznienia o 1% w skali roku.
| Nachylenie [°] | Polska południowa | Zmiana [%] | Polska północna | Zmiana [%] |
|---|---|---|---|---|
| 0 | 1066 | 100 | 1019 | 100 |
| 5 | 1103 | 103 | 1062 | 104 |
| 10 | 1135 | 106 | 1099 | 108 |
| 15 | 1161 | 109 | 1131 | 111 |
| 20 | 1181 | 111 | 1157 | 114 |
| 25 | 1195 | 112 | 1176 | 115 |
| 30 | 1203 | 113 | 1189 | 117 |
| 35 | 1204 | 113 | 1196 | 117 |
| 40 | 1199 | 112 | 1195 | 117 |
| 45 | 1188 | 111 | 1190 | 117 |
| 50 | 1171 | 110 | 1177 | 116 |
| 55 | 1148 | 108 | 1158 | 114 |
| 60 | 1120 | 105 | 1133 | 111 |
| 65 | 1086 | 102 | 1102 | 108 |
| 70 | 1046 | 98 | 1056 | 104 |
| 75 | 1001 | 94 | 1023 | 100 |
| 80 | 952 | 89 | 975 | 96 |
| 85 | 899 | 84 | 923 | 91 |
| 90 | 842 | 79 | 867 | 85 |
Jeżeli kąt nachylenia elewacji dachu jest nieoptymalny do uzyskania maksymalnej wartości nasłonecznienia można zastosować konstrukcje wsporcze dajace możliwość regulacji kąta nachylenia modułów do elewacji horyzontalnej, jednak jeśli ustawienie kąta elewacji dachu zawiera się w zakresie od 15 do 60 ° wtedy zyski jakie zostaną osiągniete w wyniku dobrania idealnego kąta nachylenia zostaną w znacznym stopniu ograniczone kosztami dodatkowymi budowy instalacji wynikłymi z konieczności zakupu i montażu konstrukcji wsporczych generatora PV. Taka sytuacja czyni bezzasadną chęć uzysku idealnego kąta nachylenia generatora do elewacji horyzontalnej.
Instalacje PV wykonywane jako dachowe często napotykają problem z poprawnym ustawieniem generatora idelanie w kierunku południowym a jest to podyktowane ustawieniem dachu wzgledem południa, który może być mniej lub mocniej przesunięty w kierunku wschodnim lub zachodnim. W większosci przypadków kątów pochylenia, odchylenie od idelanego kierunku południa o kąty w zakresie do 30° powoduje utratę do 2% mocy w stosunku do ustawienia idealnie na południe. Wraz z narastaniem odchylenia od kierunku południowego straty mocy będą przyrastać zwłaszcza w przypadku większych kątów pochylenia względem horyzontu. Jako przykład można podać że odchylenie o kąt 60° od południa spowoduje utratę 10% mocy, generatory skierowane na wschód lub zachód utracą około 20%. Za to instalacje pochylone pod kątem maksymalnie 15° nie będą wykazywać tak dużej wrażliwości na odchylenie od kierunku południowego.
| Kąt | Odchylenie od idealnego południa |
| Pochylenia PV | 0 ° | 30 ° | 60 ° | 90 ° |
|---|---|---|---|---|
| 15 ° | 1150 KWh | 1136 KWh | 1093 KWh | 1031 KWh |
| 100 % | 99 % | 95 % | 90 % | |
| 30 ° | 1200 KWh | 1177 KWh | 1103 KWh | 993 KWh |
| 100 % | 98 % | 92 % | 83 % | |
| 45° | 1193 KWh | 1168 KWh | 1076 KWh | 938 KWh |
| 100 % | 98 % | 90 % | 79 % | 60° | 1130 KWh | 1105 KWh | 1013 KWh | 868 KWh |
| 100 % | 98 % | 90 % | 77 % | 75° | 1015 KWh | 999 KWh | 915 KWh | 779 KWh |
| 100 % | 98 % | 90 % | 77 % | 90° | 858 KWh | 854 KWh | 790 KWh | 769 KWh |
| 100 % | 100 % | 92 % | 79 % |
Dobór kąta pochylenia wygląda jednak inaczej dla instalacji OFF-grid. Dlatego w tej sytuacji należy kierować się zapewnieniem jak najbardziej zrównoważonego poziomu dostarczanej energi słonecznej w całym dobowym cyklu pracy instalacji.
Niskie kąty pod jakimi jest nachylony generator charakteryzują się dużymi dysproporcjami pomiędzy latem a zimą w produkcji energi. I tak dla kątów 0-15° różnica jest znaczna bo 5 do 6 razy więcej energi jet produkowane latem niż zimą. Jednak dla kątów rzędu 70-90° dysproporcja ta już spada do poziomu 2 do 2,5 razy mniej niż latem
Jednak w przypadku instalacji off-grid odchylenie od południa będzie różnie wpływać na produkcję energi w różnych miesiacach. Nawet znaczne odchylenie od kierunku południa czy też układ ustawienia modułów wschód-zachód nie będzie miał dużych strat produkcji w miesiącach letnich. Inaczej bedzie w przypadku mięsięcy zimowych gdzie odchylenie od kierunku południa będzie przekładać się znacząco na straty produkcji energi.
Dlatego montując taką instalację np w budynkach które są wykorzystywane jedynie w okresie letnim należy kierować się dążeniem do maksymalnego uzysku energi tylko w okresie letnim. Dlatego nachylenie pod kątem 15° da największe uzyski w okresie pomiędzy majem a sierpniem. Odwrotnie będzie dla budynków całorocznych gdzie główny nacisk nalezy połozyć na maksymalizację uzysku w okresach zimowych, latem ten typ instalacji zawsze ma nadprodukcję energi. I dla systemów całorocznego zasilania optymalne kąty ustawienia zawierają się w przedziale 60-75°
System nadążny
Jedną z metod uzyskania większej ilości energi wyprodukowanej w skali roku jest zastosowanie systemu nadążnego. Polega to na umieszczeniu ram modułow paneli PV na specjalnych stelarzach [trackerach] sledzących wędrówkę słońca. Jeśli porównamy roczne zestawienie uzyskanej energi z instalacją optymalnie nakierowaną na południe która jest w sposób trwały zwiazana z gruntem lub dachem uzyskamy o około 29% lepszy uzysk energi w skali roku są to dane dla centralnej Polski. Maksymalne uzyski będą w okresie miesięcy letnich i mogą oscylować na poziomie nawet do 39% lepszego uzysku z systemu nadążnego w porównaniu z optymalną instalacją zamontowaną na dachu lub gruncie. Zima trochę ograniczy zyski z systemu nadążnego redukując poprawę do 20% na kożyść systemu nadążnego.
Dodatkowe 15-25% kosztów jakie pochłonie system nadążny skutecznie eliminuje jego popularność, pomimo tego że generuje do 30% więcej mocy, dodatkowo serwis oraz utrzymanie tego systemu dość sprawnie eliminują dodatkowe pieniadze pozyskane z tego rozwiązania.
Odstępy pomiedzy rzędami - montaż na gruncie
Decydując się na zamontowanie generatora PV na gruncie należy koniecznie wziąć pod uwagę położenie słońca w dniu 22 grudnia ponieważ w tym dniu jest ono najniżej a więc do niego należy dokonać ustawienia kata pochylenia generatora PV. Wiąże się z tym zachowanie odstępów pomiędzy poszczególnymi modułami tak aby uniknąć zacienienia dolnych parti modułów będących ustawionych za poprzedzającymi. Przy wyznaczaniu odległości między rzędami należy wziąć pod uwagę:
- Długość kolumny modułów [d]
- Kąt pochylenia [β]
- Szerokość geograficzną [52° 26']
- Dopuszczalne zacienienie
Jeżeli powierzchnia jaką dysponujemy pod generator jest bardzo duża wtedy można tak rozplanować ułożenie modułów aby całkowicie wyeliminować zjawisko zacienienia, bo choć jest ono dopuszczalne to jednak jest ograniczone do bardzo małej wartości. Dlatego całkowita eliminacja wiąże się jedynie z nieznacznym polepszeniem uzysków. Samo zjawisko zaś jest dopuszczalne w zimowe poranki i wieczory.
Dysponując trzema wielkościami niezbędnymi do wykonania obliczeń można ustalić kąt padania promieni słonecznych bazując na funkcji matematycznej. Dlatego jeśli mamy szerokość geograficzną to wykonując proste oblicznie uzyskamy kad padania promieni słonecznych ze wzoru α= 90°-(szerokość geograficzna)-23°45' α= 90°- 52° 26'-23°45' α= 90°-76°11' α= 13°49' Więc jesli: x oznaczymy odległość między panelami z oznaczymy odległość między rzędami h1 wysokość od podłoża do dolnej części panela h2 wysokość od dolnej do górnej części panela α kąt padania promieni słonecznych 22 grudnia β kąt pochylenia paneli względem podłoża poziomego
Odległość pomiędzy rzędami modułów będzie rosła wraz z szerokością, im dalej na północ tym większe odstępy będą wymagane.
Za przykład posłuży generator o dwóch rzędach paneli ustawionych pod katem nachylenia [β] 35° względem horyzontu gdzie moduły w panelu zabudowane są w orientacji poziomej do podloża, wymiar modułu to 1,65x0,99m a więc [d] wyniesie 2 x 0,99m + montaż, dlatego przyjmniemy wielkość 2m, kąt [α] obliczymy ze wzoru
α= 90°-(szerokość geograficzna)-23°45' α= 90°- 52° 26'-23°45' α= 90°-76°11' α= 13°49' Otrzymany wynik (kąt padania promieni słonecznych 22 grudnia) to 13°49' Odległość [x] między skrajnymi końcami modułów (koniec pierwszego modułu do początku drugiego modułu) oblicza się bazujac na wzorze
Wielkość h2 jest odległością pomiędzy najwyższym skrajnym punktem panela w pierwszym rzędzie a najniższym skrajnym punktem panela w drugim rzędzie, odległość opisana jako h1 jest dystansem pomiędzy najniższym punktem panela a podłożem, a więc 0,573 x2 podzielone przez 0,239 a więc 1,146/0,239=4,79 m. Odległość między skrajniami modułów musi być większa jak 4,79m, dla odległości między rzędami wyniesie jak na poniższym wzorze
z = d x sin(180°-α-β) podzielone przez sinα i da nam to 2 x sin(180°-13°49'-35°) podzielone przez 0,239 a więc (2x0,753)/0,239= 6,30m. Stąd wiemy żę zachowując ten dystans pomiędzy rzędami zapewnimy sobie brak zacienienia, co prawda występować ono będzie na dolnej parti panela na przełomie grudnia i stycznia jednak ich sumaryczna wartość powinna oscylować na poziomie 1% czyniąc ją pomijalnie małą. Jak widać odległości między rzędami są ścisło uzależnione od szerokości geograficznej.
Przestrzeń montażowa i jej wykorzystanie
Rozplanowując montaż paneli na dachu pochylonym o pewien kąt względem horyzontu montujemy moduły z zachowaniem przerw technicznych o wielkości około 2cm dodatkowo musimy zachować skrajnię od obrzeży dachu, kominów itd. W wyniku tych wszystkich obostrzeń sumaryczna powierzchnia dachu może zostać wykorzystana na poziomie 97-98%. Jednak montując panele na powierzchni gruntu lub wykorzystując płaski dach bedziemy musieli dodatkowo zastosować odstępy miedzy rzędami by unikać niechcianego zacienienia. Dodatkowo im wyższy jest kąt odchylenia modułu tym bardziej zwiększa się wymagana przerwa pomiędzy rzędami, w konsekwencji tego wspólczynnik wykorzystania przestrzeni montażowej spada.
| Kąt pochylenia [°] | Wskaźnik wykorzystania powierzchni [WZT] | Wskaźnik wzrostu zapotrzebowania na powierzchnię montażową [1/WZT] |
|---|---|---|
| 0 | 1,00 | 1,00 |
| 5 | 0,75 | 1,34 |
| 10 | 0,60 | 1,67 |
| 15 | 0,51 | 1,98 |
| 20 | 0,44 | 2,28 |
| 25 | 0,39 | 2,56 |
| 30 | 0,35 | 2,82 |
| 35 | 0,33 | 3,07 |
| 40 | 0,30 | 3,27 |
Posiłkując się powyższą tabelą łatwo zauważymy że wraz ze wzrostem kąta pochylenia dość radykanie wzrasta zapotrzebowanie na powierzchnię montażową aby uniknąć efektu zacienienia, dodatkowo w przypadku powierzchni płaskich np. dachów zapotrzebowanie na powierzchnię bedzie o około 2 razy większe w zestawieniu z dachem nachylonym i skierowanym na południe. Nie inaczej jeśli zdecydujemy się na zmiane kąta nachylenia z 35 na 25° bo spowoduje to 2% ubytek produkcji w rozrachunku rocznym, ale z drugiej strony zaoszczędzimy do 20% miejsca potrzebnego na montaż. Dlatego jeśli decydujemy się na montaż naziemny musimy koniecznie oszacować koszty dzierżawy lub kupna gruntu pod generator PV. Dlatego własnie instalacje naziemne nie są zestrajane pod optymalnym kątem a oszczędzając miejsce potrzebne na budowę ustawia się je pod znacznie mniejszym kontem który oscyluje na poziomie 20-25°. Optymalny kąt dla centralnej części kraju wynosi około 35°. Większość budynków o płaskich dachach ma panele ustawione pod kątem 10-25° i wynika to w dużej mierze z bardzo ograniczonej podaży powierzchni montażowych.
Wykonując wstępną analizę inwestorską przed wykonaniem montażu danego typu instalacji PV w danej konkretnej lokalizacji wykazuje już na początkowym etapie konieczność dokonania wstępnego szacunku powierzchni jaka zostanie zajęta na potrzeby inwestycji. I tak jeśli będzie tu wykorzystany dach o nastawieniu skośnym to zapotrzebowanie na powierzchnię zależy od sprawności z jaką pracują moduły. Jednak dach płaski oraz instalacje naziemne są dodatkowo uwarunkowane kątem pochylenia modułów oraz szerokością geograficzną miejsca montażu generatora.
Wyjściowy wzór służący do wyliczenia powierzchni montazowej generatora ma postać
WZT oznacza wskaźnik zapotrzebowania na powierzchnię montażową Wskaźnik mocy [KWh/m2] wskaźnik mocy uzyskanej z 1 m2
Wskaźnik mocy na jednostkę powierzchni zależny jest od sprawności modułu PV. Można go wyliczyć dzieląc moc modułu lub generatora przez ich sumaryczną powierzchnię
A po odpowiednim podstawieniu wzór na powierzchnię
Czasem jednak musimy obliczyć jaką moc uzyskamy z określonej powierzchni i ułatwi nam to zadnaie wzór:
Przykład wyliczeń powierzchni dla dachu skośnego oraz płaskiego lub paneli usytuowanych na gruncie Jako dane do wyliczeń w przypadku dachu skośnego zakładamy że moc wyjściowa generatora wynosi 7.02Kw rozmiar modułu 1,66x0,99m a moc modułu to 270Wp. dlatego korzystając z wzoru na powierzchnię otrzymamy:
Zgodnie z powyższym wyliczeniem powierznia zajmie 42,6 m 2 zaś dla dachu płaskiego lub budowy na powierzchni gruntu dla kąta pochylenia 20°wyniesie odpowiednio 724 KWp dla powierzchni 1ha [10,000m2] zaś jeżeli kąt ulegnie podwyższeniu spadnie wydajność z 724KWp do 543Kwp
Należy dodać że jest to jedynie czyste wyliczenie mocy uzyskanej z określonej powierzchni, należy koniecznie dodać że w planowaniu tej powierzchni należy ująć stacje transformatorowe, drogi dojazdowe oraz inne wymagane prawem skrajnie i odległości itd itp
Łączenie modułów
Łączenie szeregowe i równoległe
Napięcie elektryczne oraz prąd uzyskany z generatora PV i dostarczany do invertera jest w dużym stopniu uzależniony od sposobu podłączenia modułów w generatorze. Dodatkowo na te dwie wielkości elektryczne wpływ będą mieć aktualne warunki meterologiczne jakie panują w miejscu zamontowania pracującej instalacji. Należy pamiętać o istniejących wzajemnych korelacjach jakie zachodzą na linni warunki pogodowe - produkcja energi w panelach PV i są to:
- Zmiana napięcia generatora PV o średnio 3% na 10°C
- Napięcie zmienia się również wraz ze zmianą warunków oświetlenia ogniw
- Natężenie prądu nie podlega drastycznym zmianom w wyniku zmiany temperatury
- Zmiana natężenia prądu jest proporcionalna do zmiany warunków oświetlenia
Połączenie równoległe
Ten typ połączeń powoduje wzrost wartości prądu proporcionalny do wydajności prądowej poszczególnych modułów (prąd stanowi wielkość sumaryczną tzn Igeneratora = I1+I2+In), wielkość napięcia pozostaje na poziomie pojedyńczego modułu. Niedopuszczalne jest równoległe łączenie modułów o zróżnicowanych napięciach.
Połączenie szeregowe
Połączenie szeregowe modułów powoduje wzrost napięcia (napięcie stanowi wielkość sumaryczną tzn Ugeneratora = U1+U2+Un), prąd jednak pozostanie na poziomie wielkości nominalnej dla jednego modułu. Niedopuszczalne jest szeregowe łączenie modułów o zróżnicowanych poziomach prądów. Sam sposób podłączenia modułów zależy od wymogów jakie sa nałożone na instalację a wynikające np. z rodzaju zastosowanego invertera, połączenie szeregowe jest bardziej wydajne napięciowo do pracy z inverterem, z koleji połączenie równoległe czyni generator mniej podatnym na efekt zacienienia modułu.
Niedopasowania prądowo-napięciowe
Generalnie w każdej instalacji powinno się stosować moduły o takich samych parametrach elektrycznych, najlepiej tego samego typu i producenta ( z zachowaniem typo-szeregu) po to aby uniknąć sytuacji z nieodpowiednim dopasowaniem pomiędzy modułami składającymi się na budowe generatora.
W przypadku łączenia szeregowego modułów o różnych prądach i napięciach wartość jaką taki układ osiągnie przedstawia się następująco, napięcie będzie wielkością sumaryczną składowych zaś prąd pozostanie na poziomie słabszego modułu, dla połączeń równoległych prąd będzie wielkością sumaryczną obu modułów. Napięcie osiągnie w przybliżeniu wartość połowy sumarycznego napięcia obu modułów.
| Napięcie [V] | Prąd [A] |
|---|---|
| Moduł 1 | 30 | 10 |
| Moduł 2 | |
| 20 | 5 |
| Połaczenie szeregowe | |
| 30V + 20V = 50V | 10A + 5A = 5A |
| Połaczenie równoległe | |
| ≈(30V + 20V)/2 ≈25V | 10A + 5A = 15A |
Generalnie patrząc na tabele widać że stosowanie róznych modułów w jednym generatorze jest jedynie źródłem problemów, dlatego najlepszym wyjściem z potęcjalnych problematycznych sytuacji z niedopasowaniami jest montaż tego samego typoszergu modułów najlepiej od jednego producenta.
Przewody i okablowanie
Rodzaj kabla i sposoby prowadzenia
Dobór okablowania dla instalacji PV choć stanowi jedynie kilka procent sumarycznych kosztów inwestycji nie zawsze jest dobierany poprawnie i spora część osób kieruje się względami ekonomicznymi lekcewarząc parametry elektryczne. Dodatkowo jeśli w trakcie użytkowania pracującej instalacji PV dojdzie do uszkodzenia jednego z odcinków kabla odbierajacego wyprodukowaną energię z układu generatora pracującego w systemie modułów połaczonych szeregowo może okazać się konieczne zdemontowanie całego generatora celem dokonania wymiany uszkodzonego odcinka kabla łączącego moduły. Koszt takiej operacji jest dość wysoki i patrząc z perspektywy czasu może znacząco przewyższać potencjalne oszczędności na różnicach cen pomiędzy profesjonalnym a budżetowym okablowaniem. Dlatego moim zdaniem nie warto iść w uliczkę rozwiązań budżetowych.
Kable prowadzone z wykorzystaniem wsporników paneli powinny być dodatkowo chronione przed oddziaływaniem promieniowania UV przy przechodzeniu przez przerwy techniczne pomiędzy modułami, najlepiej jest je umieścić w specjalnych osłonach karbowanych które chronią kabel przed działaniem promieni słonecznych a także dodatkowo chronią przed uszkodzeniami izolację ochronną i roboczą kabla. Każde złącze konectorowe typu MC4 powinno byc mocowane do konstrukcji wsporczej panela w sposób zapewniający mechanicznie pewne i solidne trzymanie tego złącza po obu jego stronach. Generalnie wszystkie przewody do instalacji PV wykonane są jako podwójnie izolowane o żyłach ze splotu linki miedzianej pokrytej dodatkowo cyną
Z racji umiejscowienia ich bezpośrednio za modułami paneli wystawione są na działanie podwyższonych temperatur jakie mogą tam wystepować dlatego zalecane są dwa rodzaje kabli
XLPE są to kable izolowane usieciowanym polietylenem
LSZH kabel izolowany gumą termoutwardzalną bezhalogenową o warunkach pracy -40 do +90 °C
Kable stosowane w instalacjach PV muszą spełniać wymagania normy UNE-EN 60216 a także powinny być dostosowane do pracy w napięcach stałych do 1000V DC, ponadto powinny charakteryzować się giętkością oraz małymi promieniami gięcia co bezpośrednio ułatwia prace monterskie przy układaniu kabli dla instalacji.
Przekroje żył kabli PV
Dobór odpowiedniego przekroju żył zarówno po stronie napięcia stałego jak i przemiennego należy opierać na zasadch
- Dopuszczalna obciążalność prądowa żyły musi być większa niż maksymalny prąd płynący w danym obwodzie gdzie ta żyłą ma być zastosowana
- Dopuszczalny spadek napięcia nie powinien przekroczyć 1%, w przypadku obwodów o długich odcinkach okablowania (powyżej kilkuset metrów) gdzie koszty zwiększenia przekroju żyły aby uzyskać spadek na poziomie 1% będą niewspółmiernie wysokie dopuszcza się przyjęcie spadku napięcia do 3% w odniesieniu do testów wykonywanych zgodnie z procedurą testową NOCT
| Przekrój żyły [mm2] | Przewody miedziane w izolacji polwinitowej ułożone w rurkach lub korytach na powierzchni siciany, w ścianie lub podłodze. Liczba żył obciążanych 2 | Przewody miedziane w izolacji polwinitowej ułożone w rurkach lub korytach na powierzchni siciany, w ścianie lub podłodze. Liczba żył obciążanych 3 | Kable fotowoltaniczne o izolacji z gumy bezhalogenowej układane na powierzchni (kable pozostają w kontakcie bezpośrednim) |
|---|---|---|---|
| 0,75 | 9A | b.d | b.d |
| 1 | 11A | b.d | b.d |
| 1,5 | 17,5A | 16A | 24A |
| 2,5 | 24A | 21A | 33A |
| 4 | 32A | 29A | 44A |
| 6 | 40A | 36A | 57A |
| 10 | 55A | 49A | 79A |
| 16 | 73A | 66A | 107A |
| 25 | 95A | 85A | 142A |
| 35 | 118A | 105A | 176A |
Spadek napięcia obwodu DC
Wielkość spadku napięcia jest powiązana z mocą instalacji (wielkość natężenia prądu) długości kabla, przekroju żyły, napięcia, przewodności własciwej przewodnika (żyły kabla).
Moc instalacji P=U*I dlatego możemy zapisać to w taki sposób
gdzie
- P - moc obwodu podana w watach [W]
- L - sumaryczna długość przwodów (+ oraz -) w metrach [m]
- I - natężenie prądu IMPP[A]
- U - Wielkość napięcia obwodu UMPP[V]
- k- Wskaźnik przewodności własciwej (dla miedzi 48-54 mΩ* mm 2, aluminium 03-32 mΩ* mm 2)
- A - przekrój poprzeczny żyły przewodu mm 2
Bazując na powyższych wzorach widzimy iż straty możemy rekompensować poprzez dodanie modułów i podniesienie napięcia wyjsciowego lub poprzez zwiększenie przekroju poprzecznego żyły, wymagany minimalny przekrój poprzeczny można wyliczyć ze zworu
gdzie
- A - szukany przekrój poprzeczny żyły przewodu mm 2
- P - moc obwodu podana w watach [W]
- L - sumaryczna długość przwodów (+ oraz -) w metrach [m]
- I - natężenie prądu IMPP[A]
- U - Wielkość napięcia obwodu UMPP[V]
- k- Wskaźnik przewodności własciwej dla miedzi 48-54, aluminium 03-32mΩ* mm 2
- 0,01 - dopuszczalna założona strata mocy (1%)
Straty powstałe na trasie przesyłu prądu z ogniw do paneli i dalej do Invertwera będą skutkowały spadkiem napięcia obwodu, o ile system ogniwo - moduł pozostaje poza zasięgiem jakiejkolwiek modyfikacji możliwej do uczynienia po opuszczeniu fabryki o tyle odcinek moduł - inverter jest w pełni podatny na dokonanie ingerencji dzięki którym poprawimy przepływ prądu poprzez zwiększenie przekroju poprzecznego żyły co zmniejszy rezystancję i w wyniku tego zmniejszeniu ulegnie spadek napięcia który jest bezpośrednim wynikiem tejże rezystancji
gdzie
- A - przekrój poprzeczny żyły przewodu mm 2
- L - sumaryczna długość przwodów (+ oraz -) w metrach [m]
- I - natężenie prądu IMPP[A]
- U - Wielkość napięcia obwodu UMPP[V]
- k- Wskaźnik przewodności własciwej dla miedzi 48-54, aluminium 03-32mΩ* mm 2
- ϱ - opór własciwy będący odwrotnością przewodności właściwej (1/k). Dla miedzi wynosi 0,01851 [Ω*mm2/m] dla aluminium 0,03125 [Ω*mm2/m]
Przykład
- Liczba modułów w łańcuchu generatora PV 12
- Parametry pojedyńczego modułu generatora: U=30V; P=250Wp; I=8,3A
- Długość przewodów pojedyńczego modułu 2m
- Łączna długość przewodów wszystkiech modułów 24m
- Długoś przewodów powrotnych 39m [24+(2x7,5)]
- Sumaryczna długość przewodów 63m [24+39]
- Moc generatora 12x250Wp = 3000Wp
- Napięcie generatora 12x30V = 360V
- Wspołczynnik ϱ dla kabla miedzianego 50mΩ*mm2
Kable do instalacji PV produkowane są w typoszeregach 2,5mm2,4mm2,6mm2,10mm2
Wymagany przekrój minimalny [A] dla powyższego przykładu
A[mm2]=(3000 * 63)/3602*50*0,01=189000/64800=1890/648= 2,91 [mm2] widzymy więc że wymagany przekrój minimalny jest większy od 2,5mm2 dlatego wymaga zastosowania kabli o przekroju żyły wynoszącym minimum 4mm2
Straty w przewodach
Strata mocy jaka nastąpi w okablowaniu łączącym generator z inverterem wyniesie: 0,73%
Strata mocy na poziomie 0,73% oznacza że z mocy nominalnej [STC] utracimy prawie 22W
(3000W * 0,73% = 21,9W )
Spadek napięcia
Powyższy przykład przedstawia sposób liczenia strat jakie wystąpią na przewodach łączących generator z inverterem, wraz ze zwiększeniem ilości modułów w układzie generatora zwiększy się napięcie wyjściowe rekompensując w ten sposób spadki. Te trzy czynniki tj. wzrost długości przewodów modułów, wzrost mocy, wzrost napięcia wzajemnie się kompensują co oznacza że straty mocy na układach szeregowych nie są mocno zależne od liczby modułów, najbardziej istotnym czynnikiem mającym znaczący wpływ na straty jest przekrój poprzeczny przewodu jakim jest wykonywane połączenie oraz przewodność właściwa przewodnika [ϱ]. Powszechnie stosowany przekrój poprzeczny żyły wynosi 4mm2. Jednak w przypadku instalacji niskonapięciowych oraz połączeń równoległych modułów stosuje się większe przekroje poprzeczne żył
Spadek napięcia po stronie AC
Również w czasie wykonywania przyłączy po stronie AC należy dbać o minimalizację strat jakie mogą wystąpić, w trakcie doboru przekrojów żył należy pilnować aby nie nastąpiło przekroczenie obciążalności prądowej żyły kabla łaczeniowego oraz nieprzekraczania wartości spadku napięcia na poziomie maximum 1% a najlepiej utrzymywania tej wartości poniżej 1%. Konsekwencją zbyt dużych strat w okablowaniu po stronie AC jest wzrost napięcia w punktach przyłączy i w konsekwencji moga prowadzić do samoistnego wyłączenia invertera.
W przypadku małych instalacji gdzie zazwyczaj wykorzystywane są invertery celem uproszczenia obliczeń można pominąć reaktancję na przewodach łączących i w tym przypadku wzory przyjmują postać:
gdzie
- A - poszukiwany przekrój przewodów L oraz N [mm2]
- P - moc układu [W]
- L - całkowita długość przewodów od modułu do invertera [m]
- Uf - Napięcie pomiędzy L1 i N [230V]
- Un Napięcie pomiedzy L1i L2i L3 i L1 [420V]
- k - Wskaźnik przewodności własciwej dla miedzi 48-54, aluminium 03-32mΩ* mm 2
- 0,001 - dopuszcalna strata mocy na przewodach łączących [1%]
Dobór przekroju poprzecznego przewodów zasilających instalacji PV
| Długość trasy kablowej [m] | Do 1m | Do 5m | Do 10m | Do 20m | Do 30m | Do 50m | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Moc invertera [KW] | Przekrój żyły [mm2] | ||||||
| Inverter 1 fazowy | 1 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,5 | 1,5 |
| 1,5 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,5 | 2,5 | 4 | |
| 2 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,5 | 2,5 | 4 | |
| 2,5 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 2,5 | 4 | 6 | |
| 3 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 2,5 | 4 | 6 | |
| 3 | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 2,5 | 4 | 6 | |
| 3,68 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | 4,0 | 6,0 | 10,0 | |
| 4 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | 4,0 | 6,0 | 10,0 | |
| 4,6 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 6,0 | 10,0 | |
| Inverter 3 fazowy | 3 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,5 | 2,5 | 4,0 |
| 4 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,5 | 2,5 | 4,0 | |
| 5 | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 2,5 | 4,0 | |
| 6 | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 2,5 | 4,0 | |
| 7 | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 2,5 | 4,0 | 6,0 | |
| 8 | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 2,5 | 4,0 | 6,0 | |
| 9 | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 2,5 | 4,0 | 6,0 | |
| 10 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | 4,0 | 10,0 | |
| 12 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 6,0 | 10,0 | |
| 15 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 6,0 | 10,0 | |
| 17 | 6,0 | 6,0 | 6,0 | 6,0 | 10,0 | 16,0 | |
| 20 | 6,0 | 6,0 | 6,0 | 6,0 | 10,0 | 16,0 | |
| 25 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 16,0 | |
| 30 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 16,0 | 16,0 | 25,0 | |
| 40 | 25,0 | 25,0 | 25,0 | 25,0 | 25,0 | 25,0 | |
Wykonując podłączenie do rozdzielnicy należy upewnić się że przekrój żyły jest wystarczajacy, można to zrobić za pomocą suwmiarki i wzoru na przeliczenie lub za pomocą poniższej tabelki
| średnica [mm] | 0,98 | 1,13 | 1,38 | 1,78 | 2,26 | 2,76 | 3,57 | 5,64 | 6,68 |
| Przekrój [mm2] | 0,75 | 1,00 | 1,50 | 2,50 | 4,00 | 6,00 | 10,00 | 25,00 | 35,00 |
Pamiętaj że część producentów podaje rezystancję w Ω/km i aby dokonać poprawnego przeliczenia na wartość przewodności właściwej należy rezystancję na km pomnożyć przez przekrój [mm2] a następnie 1 podzielić przez otrzymany wynik [ϱ=R⋅(S/l)] Jednostką rezystywności jest Ω⋅m. Wartość 1Ω⋅m mówi jaki opór (rezystancję) ma przewodnik o długości 1 metra i polu powierzchni przekroju 1m2.
| Długość sumaryczna okablowania strony DC [+ oraz - ] | |||||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Liczba modułów w łancuchu | 10 | 15 | 20 | 30 | 40 | 50 | 60 | 70 | 80 | 90 | 100 | 125 | 150 | 175 | 200 |
| 5 | 4 | 4 | 4 | 4 | 6 | 6 | b.d | b.d | b.d | b.d | b.d | b.d | b.d | b.d | b.d |
| 6 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 6 | 6 | b.d | b.d | b.d | b.d | b.d | b.d | b.d | b.d |
| 7 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 6 | 6 | b.d | b.d | b.d | b.d | b.d | b.d | b.d |
| 8 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 6 | 6 | 6 | b.d | b.d | b.d | b.d | b.d | b.d |
| 9 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 6 | 6 | 6 | b.d | b.d | b.d | b.d | b.d |
| 10 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 6 | 6 | 6 | b.d | b.d | b.d | b.d |
| 11 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 6 | 6 | 6 | b.d | b.d | b.d | b.d |
| 12 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 6 | 6 | 6 | b.d | b.d | b.d |
| 13 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 6 | 6 | b.d | b.d | b.d |
| 14 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 6 | 6 | b.d | b.d |
| 15 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 6 | 6 | b.d | b.d |
| 16 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 6 | 6 | 6 | b.d |
| 17 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 6 | 6 | 6 | b.d |
| 18 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 6 | 6 | b.d |
| 19 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 6 | 6 | 6 |
| 20 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 6 | 6 | 6 |
| 21 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 6 | 6 |
| 22 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 6 | 6 |
Zabezpieczenia
Bezpieczniki
Głównym zadaniem bezpieczników jest zabezpieczenie instalacji przed przepływem nadmiernego prądu i w sytuacji gdy takie zjawisko zaistnieje jak najszybciej otworzyć chroniony obwód przerywając w nim przepływ prądu (nadmiarowego lub zwarciowego). O ile w przypadku prądu przemiennego jest to zadanie dość łatwe ponieważ w ciągu jednej sekundy wartość prądu 50 [Hz] razy przechodzi przez wartość 0 [A] o tyle w przypadku prądu stałego zjawisko to nie występuje. Prąd płynie ciągle i jest go trudniej przerwać dlatego bezpieczniki do tego przeznaczone mają odmienną budowę tj. posiadają system gaszenia łuku elektrycznego który wyzwala się w momencie odsuwania się od siebie styków [elektrod] bezpiecznika. Stosowanie zabezpieczeń dedykowanych do układów AC nie jest dopuszczalne z racji innej budowy i odmiennych parametrów pracy, elementy te są dostosowane do chwilowego przenoszenia kilkukrotnych wartości znamionowych prądu roboczego przez czas określony grupą zabezpieczenia np B, C, D itd.
Moduły PV charakteryzują się osiaganiem prądów bliskich zwarciu [Ishort circuit ISC] dlatego zabezpieczenia dedykowane do systemów AC nie zadziałają zgodnie z oczekiwaniami. Systemy PV muszą być chronione przez poprawnie dobrane moduły zabezpieczeń posiadających charakterystykę gPV
Aby dokonać poprawnego doboru zabezpieczenia należy skorzystać ze wzoru
Gdzie:
- I n onazcza prąd znamionowy zabezpieczenia
- I scSTC oznacza prąd zwarcia połaczonych w łańcuch modułów w warunkach STC
- K oznacza współczynnik korekcji dla temperatury otoczenia, przy 20°C K=1
| Maksymalna temperatura otoczenia w °C | Wartość współczynnika K |
|---|---|
| 20 | 1 |
| 40 | 0,92 | 45 | 0,90 | 50 | 0,87 | 55 | 0,85 | 60 | 0,82 | 65 | 0,79 | 70 | 0,76 |
Dobór napięcia znamionowego zabezpieczenia
Gdzie:
- Un onazcza napięcie znamionowe zabezpieczenia
- U oc oznacza napięcie otwartego obwodu połaczonych w łańcuch modułów
Co prawda norma PN-HD60364-7-712 dopuszcza brak zabezpieczeń nadprądowych po stronie PV jednak pod rygorem zapewnienia że przekrój zastosowanych żył pozwala na długotrwałe obciążenie ich prądem IscSTC pomnożonym o wskażnik 1,25 dla maksymalnie dwóch połączonych równolegle łańcuchów modułów. Jednakże wymagane jest zainstalowanie rozłącznika po stronie PV jeśli nie jest on zainstalowany w inverterze - wymóg zakładów energetycznych.
Generalnie zabezpieczenia stosuje się w przypadku instalacji w których prawdopodobieństwo wystapienia prądów wstecznych może doprowadzić do uszkodzenia modułów lub instalacji lub też jesli napięcie wyjsciowe na zaciskach jednego z łancuchów może okazać się niższe niż na pozostałych i w konsekwencji wygenerować prąd wsteczny [zwany też reversyjnym]. Wartość ta jest równa sumie prądów gałęzi równoległej pomniejszoną o 1, a jeśli wartość tego prądu przekracza wartość prądu reversyjnego dla danego modułu istnieje duże ryzyko uszkodzenia tego modułu. Zazwyczaj wartości tego prądu są dwukrotnością prądów zwarcia [ 2*ISC ] Dlatego też wymagalność zabezpieczeń wchodzi do układów majacych w instalacji powyżej dwóch łańcuchów tj. trzy, cztery i więcej łańcuchów.
Jeżeli dopuszczalna obciążalność modułów lub (długotrwała) kabla będzie mniejsza lub równa 1,375*IscSTC*(N-1), N oznacza liczbę równolegle połączonych modułów a IscSTC oznacza natężenie prądu w watunkach STC, w takiej sytuacji wymagane będzie zastosowanie ochrony nadprądowej.
Zabezpieczenie przed prądami reversyjnymi osiąga się dzięki zastosowaniu diod lub zabezpieczeń nadprądowych w obu obwodach [plus oraz minus], wartość prądu zabezpieczeń wylicza się zgodnie ze wzorem:
gdzie :
- In Znamionowa wartość prądu zabezpieczenia nadprądowego
- IscSTC Wartość prądu ( zwarcia [ sc (short circuit) ]) w warunkach STC
- Idop Dopuszczalny prąd (długotrwały)
Jeśli instalacja wymaga zastosowania zabezpieczeń nadprądowych w przypadku instalacji dachowych zalecane jest stosowanie opraw typu In-Line wyposażonych w zakończenia MC4 po obu stronach oprawy bezpiecznikowej.
Dla przykładu bazując na układzie zbudowanym z trzech łancuchów po 10 modułów PS250P-20/U każdy połączonych równolegle gdzie:
- prąd zwarcia Isc wynosi 8,7 A
- prąd w punkcie mocy maksymalnej Impp wynosi 8,3 A
- napięcie otwartego obwodu Uoc wynosi 37,8 V
- napięcie w punkcie mocy maksymalnej Umpp wynosi 30,2 V
- dopuszczalny maksymalny prąd wsteczny [reversyjny] Idop wynosi 16 A
Maksymalny prąd rewersyjny wyniesie 1,375 * 2 * 8,7A = 1,375 * 17,4 A = 23,92 A > 16A [Idop] dlatego konieczne będzie zastosowanie zabezpieczenia mniejszego od 16A dla każdego z obwodów. Dobór wielkości zabezpieczenia nadprądowego: 1,375 * 8,7 A ≤ I n ≤ 16 A = 11,96 A ≤ zabezpieczenie nadprądowe ≤ 16A. Dobór napięcia roboczego zabezpieczenia nadprądowego: 37,8 * 10 * 1,2 = 378 * 1,2 = 453,6V opierajac się na dokonanych wyliczeniach wymagane zabezpieczenie to 15 A / 500V DC gPV
Wyłączniki nadprądowe
Każdy zamontowany inverter wymaga zabezpieczenia nadprądowego po stronie wtórnej (AC), stosowane do tego są zabezpieczenia nadprądowe o charakterystyce zadziałania typu B. Zabezpieczenie to jest zastosowane do ochrony przewodów łączeniowych pomiędzy inverterem a licznikiem prosumenta, dlatego jeśli prąd płynący w przewodach przekroczy wartość długotrwałego prądu obciążenia dla kabli musi nastąpić rozłączenie aby nie wystąpiło przekroczenie dopuszczalnej temperatury roboczej dla żył kabla odbierającego wytworzoną energię z invertera. Dlatego zależność ta jest spełniona w sytuacji gdy
gdzie:
- k- współczynnik krotności prądu powodującego wybicie zabezpieczenia który przyjmuje wielkości
- od 1,6 do 2,1 dla wkładek bezpiecznikowych w zależności od typu wkładki
- 1,45 dla wyłaczników nadprądowych typu B, C, D
- 1,2 dla wyłaczników naprądowych selektywnych
- I b maksymalny prąd wyjsciowy po stronie AC invertera
- I z długotrwała obciążalność prądowa żyły
- I n prąd znamionowy lub nastawa urządzenia zabezpieczajacego
- I 2 prąd zadziałania urządzenia zabezpieczającego
Wyłaczniki nadprądowe stanowią część systemu ochrony przeciwporażeniowej dlatego czas wyłaczenia musi być szybki, i tak zgodnie z norma PN-HD 60364-4-41 w przypadku instalacji wyposażonej w invertery o prądzie wyjsciowym do 32A w systemach TN czas wyłączenia może wynieść maksymalnie 0,2s. Czas ten zależny jest od impedancji pętli zwarcia, charakterystyki czasowo-prądowej zabezpieczenia oraz wartości napięcia znamionowego. Skuteczność ochrony musi być potwierdzona odpowiednim dokumentem po wykonaniu instalacji.
Wyłącznik różnicowo-prądowy [ Residual Current Devices RCD ]
Do ochrony przed prądami upływu do ziemi można zastosować wyłączniki róznicowo-prądowe o charakterystyce typu B, są to wyłaczniki rozpoznające upływ prądów sinosiudalnych (przemiennych), implulsowych oraz stałych. W przypadku inverterów o konstrukcji zapeniającej brak występowania prądów destrukcyjnych ocharakterystyce stałej o ile informacja jest podana w dokumentacji techniczno-ruchowej [DTR] możliwe jest do zastosowanie wyłączników o charakterystyce typu A. Jednak aby unikać fałszywych wyłączeń zalecane jest stosowanie wyłączników o prądzie RCD powyżej 100mA. Niemniej jednak przy doborze zabezpieczenia RCD należy kierować się normą PN-HD 60364-4-41. Najczęściej w przypadku gdy czas zadziałania zabezpieczenia nadprądowego jest zbyt długi a ochrona przeciwpożarowa tego wymaga stosowane jest zabezpieczenie różnicowo-prądowe.
W przypadku inverterów transformatorowych, transformatorów separacyjnych oraz inverterów posiadających zebezpieczenia wewnętrzne nie jest wymagane stosowanie zabezpieczeń róznicowo-prądowych
Obecne konstrukcje falowników beztransformatorowych wyposarzonych jest w specjalne moduły kontrolujące prądy upływu [Residual Current Monitoring Unit] jednak w odróżnieniu od wyłącznika RCD nie powodują one rozłączenia zabezpiecznego obwodu a jedynie wystawiaja flagę uruchamiającą alarm informujący o wystąpieniu prądu upływu, jego wartość (prądu) z koleji będzie uzależniona od wielkośći generatora PV oraz wartości rezystancji izolacji roboczej.
Instalacje odgromowe
W przypadku instalacji PV montowanych na dachu budynku nie posiadającego instalacji odgromowej nie jest wymagane wykonanie instalacji odgromowej zabezpieczającej modyły PV jako nieodzwonej w zawiazku z zamontowaniem instalacji PV. Jesli jednak dojdzie do równoległego montażu instalacji PV oraz odgromowej to instalacja odgromowa musi obejmować ochroną cały budynek a nie tylko instalację PV.
Instalacja fotovoltaiczna jako całość powinna chroniona przed wyładowaniami atmosferycznymi zgodnie z normą PN-EN-62305-2:2012 jednak dopiero po uprzednim dokonaniu oceny ryzyka wystapienia zagrożenia ze strony wyładowań atmosferycznych.
Dokonując montażu generatora PV na dachu budynku chronionego przez instalację odgromową należy dokonać sprawdzenia czy owa instalacja odgromowa siecią istniejących już zwodów będzie skutecznie ochraniać nową instalację PV, oraz upewnić się czy nie należało by dokonać odpowiedniej modernizacji już istniejącej instalacji odgromowej. Jednak bezwzględnie należy pamiętać o podłączeniu instalacji odgromowej do odpowienich urządzeń zabezpieczenia przeciw przepięciowego.
Bardzo ważnym zagadnieniem w sytuacji współistnienia obu typów instalacji na jednym dachu budynku jest zachowanie bezpiecznych odstępów izolacyjnych separujących wzajemnie instalacje. Wyznacza się je zgodnie z normą PN-EN-62305-3:2011 na podstawie wzoru:
Gdzie
- S - to minnimalny odstęp izolacyjny pomiędzy instalacjami
- k L - współczynnik klasy ochrony LPS [Light Protection System]
- K m - współczynnik materiału odstępu izolacyjnego
- k c - wspołczynnik rozpływu prądu
- L - długość w metrach [m] zwodu od punktu w którym rozpatrywany jest odstęp izolacyjny do punktu najbliższego połączenia wyrównawczego
| Współczynnik | Wartość | |
|---|---|---|
| k L | ||
| 0,004 | IV - III Klasa LPS | |
| 0,06 | II kasa LPS | |
| 0,08 | I klasa LPS | |
| k m | ||
| 1 | Powietrze | |
| 0,5 | Beton, cegła | |
| k c | ||
| Układ uziemienia typu A | Układ uziemiania typu B | |
| 1 - jeden zwód pionowy oraz jeden przewód odprowadzający | 1 - jeden zwód pionowy oraz jeden przewód odprowadzający | |
| 0,66 - jeden zwód pionowy oraz dwa przewody odprowadzające | 0,5 - jeden zwód pionowy i dwa przeowdy odprowadzające | |
| 0,44 - sieć zwodów oraz cztery lub więcej przewodów odprowadzających | 0,25..0,5 -sieć zwodów oraz cztery lub więcej przewodów odprowadzających | |
| Uziom typ A | Uziom zbudowany z pionowych lub poziomych uziomów podłączonych do każdego z doprowadzeń, do tego typu uziomów zalicza się także uziom otokowyo ile nie znajduje się w ziemi na długości większej niż 80% |
|---|---|
| Uziom typ B | Uziom który posiada podłączone pod ziemią uziomy, zalicza się uziomy fundamentowe, kratowe lub otokowe pod warunkiem że są one umieszczone w ziemi na długosci powyżej 80% |
W przypadku uziomów występujących standardowo na budynkach jednorodzinnych wyposażonych w uziom otokowy wskażnik Kc dzieli się na dwa wraz z rozpływem prądu udarowego z wyładowania atmosferycznego wraz z rozpływem do kolejnych węzłów. Z reguły wystarczający odstęp izolacyjny [S] miesci się w przedziale 0,4-1 metra. Problem jednak wystąpi w sytuacji gdy nie będzie możliwe uzyskanie minimalnego wymaganego odstępu, dlatego należy wtedy wykonać połączenie wyrównawcze pomiędzy metalową konstrukcją paneli generatora a zwodem instalacji odgromowej. Prace te powinny być wykonane zgodnie z obowiązującymi przepisami.
Obliczenie wymaganego odstępu izolacyjnego pomiędzy generatorem Pv a instalacją odgromową
Długość zwodów dla przykładowego obliczenia wyności :l1 = 2 metry l2 = 6 metrów l3 = 20 metrów
- Na drodze l1 płynie cały prąd udarowy pioruna kc1= 1
- Na drodze l2 następuje podział, płynie połowa prądu udarowego pioruna kc2= 0,5, druga połowa odpływa do drugiego odgałęzienia
- Na drodze l3 następuje podział, płynie jedna czwarta prądu udarowego pioruna kc3= 0,25, druga połowa odpływa do drugiego odgałęzienia
- Wszystkie zwody odizolowane są przez powietrze a więc współczynnik km wynosi 1
- zakładamy III klasę LPS gdzie wartość współczynnika kiwynosi 0,04
Zgodnie z wyliczeniem odległość ta musi równa lub większa niż 40cm pomiędzy instalacją odgromową a instalacją PV aby zminimalizować ryzyko przebicia wyładowania atmosferycznego do instalacji generatora PV.
Jednak niezależnie od ochrony elementów instalacji PV umiejscowionych na otwartej przestrzeni gdzie wystawione są one na bezpośrednie oddziaływanie wyładowań atmosferycznych należy przedsięwziąć środki ostrożności na wypadek zaistnienia takich wyładowań w bliskiej okolicy naszej instalacji PV. Szczególnie wrażliwym elementem jest Inverter. Brak odpowiedniego zabezpieczenia może doprowadzić do uszkodzenia elektroniki w wyniku zaistniałych przepięć oraz impulsów elektromagnetycznych jakie mogą wystąpić w sieci po wyładowaniu w bliskiej odległośći od naszego urządzenia. Impulsy przepięciowe można zredukować za pomocą odpowiednich zabezpieczeń przepięciowych po obu stronach invertera, odpowiedniego systemu uziemienia, wyrównania potencjałów, ekranowania oraz odpowiednio przemyślanego poprowadzenia oprzewodowania łączącego inverter.
Ochrona przepięciowa
W nawiązaniu do normy PN-HD-60464-7-712:2016 fakt zastosowania ochrony przepięciowej powinien zostać poprzedzony oceną ryzyka. I bazując na wytycznych tej normy zastosowanie ograniczników przepięć po stronie DC powinno nastapić w przypadku gdy długość pętli [ Lp ] tworzonej przez kable łączące moduły PV do invertera jest większa lub równa od granicznej długości [ Lg ] jaka jest dopuszczalna przy pominięciu zastosowania zabezpieczenia [ L p ≥ L g ]
Długość graniczna pętli łączącej moduły po stronie DC jest uzależniona od typu obiektu oraz gęstości wyładowań atmosferycznych doziemnych Ng jakie występują w tym obszarze (wyładowania/km2/rok ). Liczbę ta można ocenić na podstawie odpowiedniej mapy wyładowń tworzonej przez IMGW. Norma PN-EN-62305-2:2012 podaje szacunkowy wskaźnik 0,1 dla jednego wyładowania na km2/rok
Jednak bardziej istotny jest rodzaj budynku na podstawie którego wylicza się wskaźnik Lg. Dla budynków mieszkalnych Lg =115/Ng dla instalacji wolnostojących Lg =200/Ng i dla budynków niezamieszkałych Lg =450/Ng
Zastosowanie ochrony przepięciowej będzie konieczne w przypadku gdy w budynku mieszkalnym graniczna długość pętli kabli łączących moduły po stronie DC z inverterem L p < 115/Ng, w budynku wolnostojącym graniczna długość pętli kabli łączących moduły po stronie DC z inverterem L p < 250/Ng oraz w budynku niezamieszkałym graniczna długość pętli kabli łączących moduły po stronie DC z inverterem L p < 450/Ng
Przykład dla okolic Warszawy
Liczba wyładowań [Ng]=2,5 długość przewodów L p po stronie DC zgodnie z projektem 40m a więc 40 < 115/2,5 po wyliczeniu 40 < 46 dlatego nie wymagane jest stosowanie ochrony przepięciowej.
W sytuacjach kiedy zachowane są minimalne wymagane odstępy izolacyjne pomiędzy instalacją odgromowa i PV lub w sytuacji gdy nie ma zamontowanej instalcji odgromowej a więc w domyśle zakłada się że nie nastąpi wzajemne oddziaływanie pomiędzy wyładowaniem atmosferycznym i przepływami prądów udarowych piorunów a instalacją PV po stronie DC odpowiedni poziom zabezpieczeń zapewnią ograniczniki przepięć typu 2[C] zastosowane po stronach AC i DC oraz podłączone do wspólnej szyny wyrównawczej o minimalnym przekroju 6mm 2. Jednak w sytuacji gdy nie mamy możliwości zapewnić wymaganych odstępów izolacyjnych pomiędzy systemem odgromowym a PV należy założyć że część prądów udarowych piorunów przedostanie się do instalacji PV po stronie pierwotnej tzn. DC. W tej sytuacji wymagany poziom zabezpieczenia może zapewnić zastosowanie ograniczników przepięć typu 1 i 2 [B i C] po stronie DC oraz ogranicznika przepięć typu 2 [C] po stronie AC. Jednak w takiej sytuacji należy odpowiednio wykonać połączenie pomiędzy ogranicznikiem typu 1 [B] a szyną wyrównawczą przewodem ochronnym o przekroju poprzecznym minimum 16 mm 2
Dobierając ogranicznik przepięć należy pamiętać o niedopuszczeniu do przekroczenie wartości maksymalnego napięcia pracy ciągłej oznaczonego symbolem U CPV. Zależność tą można sprawdzić równaniem U CPV ≥ U OC*1,2 gdzie U OC to napiecie otwartego połączenia tzn liczba modułów razy napięcie pojedyńczego modułu. Dobierając ogranicznik przepięć należy również zachować zgodność z dopuszczalnym prądem udarowym pioruna podawanym jako I IMP która zależy od poziomu LPL oraz faktu uziemnienia generatora lub braku tego uziemienia. Dla ograniczników przepięć typu II wartość ta nie może przekroczyć 5 kA a dla typu I wartość ta zawiera się w zakresie 6,25kA do 25kA. Wartośći III oraz IV klasy LPS [Light Protection Source] stosowana w przypadku małych instalacji PV.
| Poziom ochrony LPL | III lub IV |
|---|---|
| Maksymalny prąd odprowadzający LPL (10/350) | 100 kA |
| Generator PV | |
| Uziemiony wyposażony w dodatkowe połączenie z uziomem | 6,25 kA |
| Uziemiony lecz bez dodatkowego połączenia z uziomem | 12,5 kA |
| Nieuziemiony ale wyposażony w dodatkowe połączenie z uziomem | 12,5 kA |
| Nieuziemniony i nieposiadający dodatkowego połączenia z uziomem | 25 kA |
Pamiętaj że ogranicznik przepięć SPD [Surge Protective Device] jest niezbędnym elementem instalacji PV służącym do ochrony przed pośrednimi skutkami wyładowań atmosferycznych i nie tylko. Klasę SPD należy dobrać w zależności od typu instalacji i sposobowi wykonania montażu. Ograniczniki te winny występować po obu stronach instalacji PV (DC oraz AC). SPD typ 1 zapewniają ochronę przed bezpośrednim prądem udarowym pioruna oraz przepięciami łączeniowymi a także wyrównują potencjały instalacji wchodzących do budynku i należy je montować w miejscach wchodzenia instalacji tzn. rozdzienia główna , złącze. SPD typ 2 zapewnia ochronę przed przepięciami indukowanymi w wyniku wyładowań atmosferycznych, przepięciami łączeniowymi i należy je instalować w miejscach rozgałęzień instalacji na kolejne wewnątrz budynku tzn rozdzielnia główna, rozdzielnia obwodów. Długość maksymalna przewodu ochronnego łączącego ogranicznik przepięć z szyną wyrównawcza nie może przekroczyć 50cm
Uziemienie oraz połączenie wyrównawcze
Uziemione połączenie wyrównawcze jakie występuje pomiędzy inverterem a łancuchem PV spełnia jednocześnie kilka podstawowych funkcji, jest elementem ochrony przeciwporażeniowej, przeciwprzepięciowej oraz odgromowej. Uziemienie stanowi element zabezpieczenia instalacji PV chociaż nawet nie uziemiony łańcuch generatora PV w normalnych warunkach jest także bezpieczny, jednak uziemione połączenie wyrównawcze poprawia bezpieczeństwo warunków pracy instalacji w chwili wystąpienia szczególnych okoliczności np, wyładowań burzowych w bliskiej okolicy lub też uszkodzenia modułu. Wykonując je należy zawsze łączyć je wspólnie dla obu stron (AC oraz DC). Wykonywanie połączeń wyrównawczych które nie zostaną uziemione jest niedopuszczalne. Sposób wykonania zależy od funkcji jaką ma spełniać oraz od sposobu posadowienia instalacji. W przypadku budynkó bez instalacji odgromowej lub z instalacją odgromową która ma zachowane minimalne wymagane odstępy izolacyjne połączenia wyrównawcze będą spełniać role funkcjonalną. Dlatego minimalny przekrój poprzeczny żyły łączącej je z szyną wyrównawczą musi być nie mniejszy niż 6mm 2 Cu. Wszystkie moduły i profile alumiowe z których są wykonane moduły będa podłączone do wspolnej szyny wyrównawczej. Z racji tego że aluminium jest naturalnym przewodnikiem wykonując połączenie pomiędzy modułami a następnie do głownej szyny wyrównawczej otrzymamy połączenie pomiędzy wszystkimi elementami. W przypadku gdy na budynku zamontowana jest instalacja odgromowa i nie można zachować odstępów izolacyjnych połączenie wyrównawcze będzie spełniało rolę ochronną oraz odgromową dlatego należy bezwzględnie zalożyć że w przypadku prądu udarowego pioruna w instalacje odgromową znaczna część prądu przedostanie sie na instalacje PV dlatego wykonać ją należy za momocą żyły miedzianej o przekroju poprzecznym minimum 16mm 2 Cu. Technicznie najmniej problematyczne jest wykonanie połączenia drutem aluminiowym pomiędzy szyną a modułem. Najlepiej jest wykorzystać dostępne w systemie mocowań dedykowane do tego złączki. Wielu instalatorów zaklada że moduły PV z racji mocowania do szyn sa objęte systemem połączenia wyrównawczego. Niestety większość ramek modułów jest poddawana procesowi anodowania, a wiec ich przewodność jest dość słaba z racji niezbyt dobrej przewodności wartswy anody którą sa pokryte. Dlatego w momencie wykonywania połączenia wyrównawczego należy świadomie i w sposób kontrolowany dokonać uszkodzenia warstwy anody pokrywającej ramkę. Stosując w miejscach styku specjalne elementy które wyposażone są w ostre kolce przebijające warstwe ochronną i dzięki temu wykonujące skuteczne połączenie elektryczne pomiędzy ramką a połączeniem wyrównawczym.
Dopasowanie moduł-inverter
Moduły wykonane sa z róznych materiałów, w różnych technologiach, dodatkowo róznią się budową oraz rozmiarem. Jednak pod względem zgodności możemy je podzielić na trzy typy, pracujące z inverterami beztransformatorowymi z transformatorowymi lub wyposażone w transformatory odizolowane galwanicznie. Moduły klasyczne wykonane w technologi mono lub polikrystalicznej oraz ogniwa CIS/CIGS (cienkowarstwowe) i mikromorficzne wykonane na bazie technologi wyposarzonej w warstwe TCO oddzielonej od szyby warstwą laminatu (substrate) mogą zazwyczaj bezproblemowo pracować z inverterami zarówno bez jak i transformatorowymi. Natomiast moduły cienkowarstwowe których warstwa TCO nie jest oddzielona laminatem od szyby (superstage) wymagaja wykonania uziemienia biegunu ujemnego generatora PV co możliwe jest do wykonania jedynie w przypadku inverterów z galwaniczną separacją transformatora. Ograniczenie to w głównej mierze dotyka cienkowarstwowych modułów CdTe i amorficznych. Jednak problem ten dotyka także klasycznych modułów przejawiających skłonności do polaryzacji jak wysokosprawne moduły monokrystaliczne typu Allbackcontact.
Renomowani producenci modułów zawsze wyznaczają technologię invertera z którymi ich produkt będzie poprawnie współpracował. Dlatego by ustrzec się problemów warto zawsze zapoznać się z kartą katalogową oraz instrukcją.
| Technologia modułów fotovoltaicznych | Inv. bez transfor matorowy | Inv. transfor matorowy | Inv. transfor matorowy z uziemionym minusem | Inv. transfor matorowy z uziemionym plusem |
|---|---|---|---|---|
| Krzemowe krystaliczne mono i poli | X | X | ||
| Cienkowarstwowe CdTe | X | |||
| Cienkowarstwowe CIS/CIGS | X | X | ||
| Cienkowarstwowe amorficzne | X | |||
| Krzemowe ze skłonnością do polaryzacji (N-typnej) | X |
Dopasowanie mocy generatora PV do invertera
Każdy inverter jest przewidziany w czasie prac konstrukcyjnych do pracy w pewnym zakresie wielkości elektrycznych takich jak moc[W] napięcie U[V] oraz prąd I[A]. Dlatego w trakcie dobierania elementów składowych instalacji należy zwrócić baczną uwagę by nie przekroczyć dopuszczalnych parametrów pracy invertera. Zapewniając mu pracę w optymalnych warunkach poprzez odpowieni dobór parametrów wejsciowych pozwalajć tym samym na poprawną pracę w szerokim zakresie zmian parametrów elektrycznych jakie mogą wystąpić w czasie pracy generatora PV wraz ze zmianą warunków atmosferycznych. Dlatego przy tak dużej podaży róznych odmian i wariacji modułów jakie są dostępne na rynku łatwiej jest dopasować stronę łancucha do invertera niż odwrotnie, oczywiście jeśli nie jesteśmy ograniczani w dostępem do przestrzeni motażowej.
Powszechnie panująca zasada mówi że powinno się dobierać tak moc generatora aby miesiła się ona w zakresie 0,85 do 1,18 mocy invertera. Jednak w przypadku położenia geograficznego Polski gdzie typowe natężenie promieniowania słonecznego wynosi 800-900W/m2 w bezchmurny dzień, dlatego dane katalogowe sa w tym przypadku o 10 do 20% lepsze od tego co faktycznie uzyska moduł na "wolnym powietrzu" w normalnych warunkach pracy. Dodatkowo fakt że energia promieniowania mieści sie w zakresie niskiego natężenia i zawiera się pomiędzy 100 a 600W/m2 dlatego własnie zdolność zagospodarowania tego promieniowania zadecyduje o wydajności instalacji jako całości. Wraz ze wzrostem mocy promieniowania słonecznego zwiększasię również temperatura wewnetrzna modułów co skutkuje spadkiem wydajnosci nawet do 15% w stosunku do mocy nominalnej, do tego dokładamy spadek napięcia na przewodach oraz spadek mocy wynikły z zabrudzenia powierzchni generatora. Wszystkie czynniki mogące mieć wpływ na moc modułów dowodzą że maksymalna realna moc jaką można uzyskać w module waha się na poziomie ok 90% mocy nominalnej [STC] w krótkotrwałej perspektywie czasowej oraz na poziomie ok 80% mocy nominalnej [STC] w długotrwałej perspektywie czasowej. Dlatego moc generatora powinna przewyższać o wielkość do 12% moc invertera, jednak w przypadku małych instalacji przydomowych zakrest tolerancji dla pary generator-inverter może mieścić się w szerszym zakresie i przedstawiać się następująco 90% do 118% mocy invertera.
| Wartość natężenia promieiowania słonecznego [W/m2] | Ilość energi docierającej do instalacji w danym przedziale natężenia promieniowania słonecznego [kWh/m2/rok] | Udział energi docierającej do instalacji w danym przedziale natężenia promieniowania słonecznego [%] |
|---|---|---|
| 900-1000 | 11,5 | 1,1 |
| 800-900 | 30,2 | 2,9 |
| 700-800 | 53,1 | 5,1 |
| 600-700 | 96,1 | 9,2 |
| 500-600 | 133,2 | 12,7 |
| 400-500 | 170,9 | 16,3 |
| 300-400 | 174,6 | 16,7 |
| 200-300 | 157,9 | 15,1 |
| 100-200 | 148,9 | 14,2 |
| 0-100 | 68,7 | 6,6 |
Dane tu przedstawione są poprawne dla instalacji skierowanych na południe i nachylone pod kątami 15° do 60° Zwiększając kąt pochylenia instalacji względem horyzontu lub odchylenia jej o kąt większy niż 30° od kierunku południa przewymiarowanie generatora względem invertera powinno uledz zwiększeniu w wyniku zmiejszającej się wartości nasłonecznienia występującego głównie w okresie letnim.
| Kąt pochylenia instalacji w [°] | Moc generatora PV w stosunku do mocy invertera |
|---|---|
| 15-60 | 0,90-1,18 |
| 70 | 1,00-1,25 |
| 80 | 1,05-1,30 |
| 90 | 1,10-1,40 |
| Odchylenie od południa o kąt [°] przy nachyleniu względem horyzontu 30-45° | Moc generatora PV w stosunku do mocy invertera |
|---|---|
| 60 | 0,97-1,22 |
| 70 | 1,00-1,25 |
| 80 | 1,3-1,28 |
| 90 - układ wschód zachód | 1,07-1,33 |
C.D.N.