Zastosowanie ogniw słonecznych w autonomicznych systemach zasilania

W odróżnieniu od innych źródeł „czystej” energii najprostsze instalacje PV nie zawierają elementów ruchomych i cechują się prostą konstrukcją mechaniczną. Dzięki temu znajdują one liczne zastosowania przy zasilaniu małych, energooszczędnych urządzeń elektrycznych i elektronicznych. Instalacje PV stosuje się głównie w lokalizacjach, gdzie nie jest możliwe przyłączenie do sieci energetycznej lub koszt takiego przyłączenia okazuje się zbyt wysoki.

Najprostszymi instalacjami PV są systemy autonomiczne [6] (znane również jako: samodzielne, wyspowe, wolnostojące, ang. off-grid, stand-alone). Na rys. 1. pokazano przykładowy schemat takiego systemu.

Moduł PV (lub grupa kilku połączonych modułów) jest jedynym źródłem energii, ponieważ system nie jest dołączony do sieci energetycznej.

Energia wytworzona w module PV jest przesyłana do obciążenia oraz do akumulatora, poprzez odpowiedni kontroler ładowania. Dzięki temu możliwe jest dostarczenie zasilania również w nocy i w okresach bez aktywności słonecznej, z nadwyżki energii zgromadzonej wcześniej w akumulatorze.

Jeżeli dołączone są tylko obciążenia zasilane niskim napięciem stałym (np. 12 V lub 24 V), to w systemie nie występuje falownik ani przetwornica DC/DC.

Autonomiczne systemy PV znajdują zastosowania [5] m.in.:

• w sektorze telekomunikacyjnym (np. do zasilania stacji bazowych, aparatów telefonicznych na obszarach pustynnych),
• w budynkach oddalonych od skupisk ludzkich (np. schroniska górskie, domki letniskowe),
• a także do zasilania parkometrów, znaków drogowych, tablic informacyjnych, świateł nawigacyjnych, oświetlenia przystanków komunikacji miejskiej.

Znane są także zastosowania przy uzdatnianiu wody i nawadnianiu, a także w zasilaniu chłodni medycznych oraz ochronie katodowej. Przykłady autonomicznych systemów PV pokazano na fot. 1. i fot. 2.

Dobór elementów autonomicznej instalacji PV

Podstawowe elementy autonomicznej instalacji PV, jak pokazano na rys. 1., to:

• moduł PV (lub grupa modułów),
• akumulator
• i kontroler ładowania.

W praktyce najczęściej stosowane są moduły PV wykonane w technologii krzemu krystalicznego [5]. Napięcie nominalne modułów jest dobrane w ten sposób, aby umożliwić efektywne ładowanie typowych akumulatorów (12 V lub 24 V) i wynosi ono ok. 16 V lub 35 V, w zależności od wykonania modułu.

Moce nominalne dostępnych na rynku modułów PV rozciągają się od 5 W_p do 230 W_p [5]. W przypadku potrzeby uzyskania większej mocy generatora PV należy zastosować grupę (panel) kilku połączonych ze sobą modułów.

Do utrzymania dostępności zasilania również w chwilach braku aktywności słonecznej w systemach PV stosuje się akumulatory elektrochemiczne, zazwyczaj kwasowo-ołowiowe [5].

Akumulator pracujący w takim systemie powinien być dostosowany do częstych i głębokich cykli ładowania i rozładowania, z możliwością występowania stanów całkowitego rozładowania. Dlatego też zaleca się stosowanie specjalnych akumulatorów przeznaczonych dla instalacji PV (np. z elektrodami rurowymi [5]), tolerujących dużą liczbę cykli ładowania, a co za tym idzie – gwarantujących większą trwałość i niezawodność.

Pojemność akumulatora musi być tak dobrana, aby zapewnić wymagany czas autonomii, tzn. podtrzymania zasilania przy braku energii z modułów PV.

Dla zastosowań niekrytycznych oraz instalacji w miejscach o wysokim nasłonecznieniu zaleca się 5–7 dni autonomii, a w pozostałych przypadkach: 7–14 dni [4].

Sposób wyznaczania wymaganej pojemności akumulatorów można znaleźć w literaturze [6].

Kontroler (regulator) ładowania jest odpowiedzialny za utrzymywanie w pełni naładowanego akumulatora, a także za zapobieganie jego przeładowaniu i nadmiernemu rozładowaniu.

Regulator musi być dobrany stosownie do natężenia prądu dostarczanego przez moduły PV i pobieranego przez obciążenie. Dostępne są kontrolery przystosowane do prądów roboczych od 5 do 40 A [5].

Istotnym czynnikiem jest również pobór prądu zasilania przez sam kontroler, który powinien być jak najniższy ze względu na wnoszone straty energii. Typowo pobór prądu kontrolera nie przekracza wartości 4 mA lub 14 mA [5], w zależności od modelu i dopuszczalnego natężenia prądu roboczego.

Głównym problemem systemów zasilanych energią słoneczną jest sezonowa oraz krótkoterminowa zmienność warunków nasłonecznienia.

Poziom nasłonecznienia zależy głównie od położenia geograficznego oraz warunków klimatycznych w miejscu instalacji.

Przykładowo, według danych z systemu PVGIS [3] dla lokalizacji w Warszawie średnie dzienne sumy nasłonecznienia płaszczyzny poziomej mogą się wahać od 0,6 kWh/m² w styczniu do 5,6 kWh/m² w czerwcu.

Około 80% całkowitego rocznego nasłonecznienia przypada w Polsce na sezon wiosenno-letni, tzn. pięć miesięcy liczonych od kwietnia do końca września [5], [10]. W związku z tym, aby zagwarantować określony poziom dostępności źródła zasilania podczas całego okresu eksploatacji, przy założeniu stałego poziomu poboru energii, moc nominalna zainstalowanych modułów PV powinna być dobrana odpowiednio dla miesiąca o najbardziej niekorzystnym nasłonecznieniu [2], [4].

Minimalną moc modułów PV, które powinny być zainstalowane w autonomicznym systemie zasilania, najprostszym sposobem można wyznaczyć z zależności [2], [6]:

gdzie:

W – dzienne zapotrzebowanie energetyczne zasilanych urządzeń, w [Wh],

Z₁ – efektywny czas nasłonecznienia płaszczyzny poziomej w ciągu dnia, w [h], w którym natężenie promieniowania słonecznego odpowiada warunkom STC (E₀ = 1 kW/m²),

Z₂ – współczynnik związany z pochyleniem płaszczyzny modułów PV,

Z₃ – współczynnik związany z temperaturą modułu,

V – łączny współczynnik sprawności, uwzględniający straty w przewodach, przy ładowaniu akumulatora oraz wynikające z wahań nasłonecznienia i temperatury modułu (w pierwszym przybliżeniu [2] można przyjąć V = 0,76),

P_PV – poszukiwana moc nominalna modułów PV.

Współczynnik Z₁ jest równy liczbowo średniemu dziennemu napromieniowaniu płaszczyzny poziomej w [kWh/m²] i jest związany z położeniem geograficznym miejsca instalacji i numerem miesiąca w roku. Wartości współczynników Z₁, Z₂, Z₃ dla konkretnego miesiąca i miejsca instalacji należy odczytać z odpowiednich tabel [2], [6].

Przykładowo szacuje się [6], że do zasilania domku letniskowego, wyposażonego wyłącznie w kilka urządzeń małej mocy (6 lamp, lodówka, telewizor, hydrofor), w sezonie letnim każdego dnia wymagana jest energia 516 Wh, natomiast w sezonie zimowym: 248 Wh.

Dla polskich warunków, przy kącie pochylenia modułów b = 45°, w sierpniu można przyjąć [6]: Z₁ = 4, Z₂ = 1, Z₃ = 0,88, natomiast w grudniu: Z₁ = 0,48, Z₂ = 1,55, Z₃ = 0,99 (w tych miesiącach przypadają minimalne wartości nasłonecznienia Z₁ odpowiednio dla lata i zimy).

Zgodnie z (1) dla sezonu letniego wymagany będzie moduł PV (lub połączenie kilku modułów) o mocy nominalnej przynajmniej 193 W_p, a w sezonie zimowym: 439 W_p – ze względu na znacznie niższy poziom nasłonecznienia.

Zatem przy założeniu całorocznej eksploatacji należy zastosować moduły PV o łącznej mocy około 500 W_p [6]. W miesiącach letnich instalacja taka będzie przewymiarowana – ilość produkowanej energii może być ponaddwukrotnie wyższa od przewidywanego zapotrzebowania.

Aby uniknąć efektu przewymiarowania, można zastosować przeciwne kryterium [11], eliminujące nadprodukcję energii.

Maksymalna efektywność systemu będzie osiągnięta, jeżeli moc modułów zostanie dobrana odpowiednio dla miesiąca o najwyższym poziomie nasłonecznienia w rozpatrywanym okresie eksploatacji. Takie podejście daje najlepsze rezultaty, gdy występuje idealna korelacja pomiędzy nasłonecznieniem i zapotrzebowaniem na energię elektryczną [11].

W przypadku zasilania odbiorników o stałym poborze energii ten warunek nigdy nie będzie spełniony. Ponadto w pozostałych miesiącach, cechujących się niższym poziomem nasłonecznienia, będą występować niedobory produkowanej energii, skutkujące przestojami w zasilaniu i obniżonym poziomem dostępności systemu.

Ilość energii wytworzonej w systemie PV łącznie w ciągu miesiąca lub roku można z dość dobrą dokładnością prognozować na podstawie ogólnodostępnych tabel i baz danych ze średnimi wartościami nasłonecznienia, jak pokazano w [9]. Jednak aby oszacować poziom dostępności (niezawodności) autonomicznego systemu zasilania opartego na modułach PV w konkretnym miesiącu, nie wystarczają już długookresowe średnie. W takim przypadku konieczna jest analiza wyników pomiarów zbieranych w krótszych okresach.

Pomiary nasłonecznienia w warunkach Polski centralnej

W ramach przeprowadzonych badań wykonano kilkuletnie pomiary nasłonecznienia z wykorzystaniem eksperymentalnej mikroinstalacji PV [7] zlokalizowanej w Starachowicach (51°03’ N, 21°04’ E) na dachu 2-poziomowego budynku mieszkalnego. W pobliżu instalacji nie występują przeszkody mogące powodować zacienienie ogniw PV. Do pomiarów wykorzystano typowy moduł PV małej mocy (Celline CL005-12P) wykonany na bazie krzemu polikrystalicznego, którego parametry zebrano w tab. 1. Powierzchnia modułu jest skierowana na południe i pochylona pod kątem równym szerokości geograficznej (b = 51°) w celu zwiększenia uzysku energetycznego poza sezonem letnim [5].

W ramach badań wykonano nieprzerwaną serię rejestracji ilości energii wytwarzanej przez moduł PV [7] w odstępach 5-minutowych, w okresie czterech lat (01.04.2012–31.03.2016).

Dla każdego dnia obserwacji sumowano ilość uzyskanej energii W_d [Wh] i na jej podstawie, po unormowaniu względem mocy modułu PV, estymowano dzienne sumy efektywnego nasłonecznienia H_d powierzchni pochylonej:

Stała E₀ = 1 kW/m² odpowiada standardowej wartości natężenia promieniowania (STC), przy której osiągana jest moc nominalna modułu (P_max).

Uzyskane wartości nasłonecznienia H_d uwzględniają wszystkie realne czynniki wpływające na wytwarzanie energii w module PV, jak np. orientację i kąt pochylenia, temperaturę, zapylenie powierzchni, chwilowe pokrycie śniegiem w czasie zimy, reflektancję otoczenia, a więc również współczynniki Z₁, Z₂, Z₃ we wzorze (1).

Wyniki przeprowadzonych pomiarów zostały zweryfikowane [8] przez porównanie z wartościami z bazy danych Helioclim-3 [1], uzyskanymi na podstawie obserwacji satelitarnych.

Odchyłki wartości nasłonecznienia wyznaczonych obiema metodami w miesiącach letnich były na poziomie 5%, a w miesiącach wiosennych i jesiennych: 10%. Rozbieżności dla rocznej sumy nasłonecznienia nie przekraczały 2%.

Analiza dostępności fotowoltaicznego systemu zasilania

Dla każdego miesiąca, w którym rejestrowane były wyniki pomiarów, na podstawie dziennych sum nasłonecznienia Hd estymowana jest funkcja niezawodności (dystrybuanta komplementarna):

gdzie:

N (H_d > p) – liczba dni w miesiącu, dla których zmierzona dzienna suma nasłonecznienia H_d przekraczała zadany próg p,

N_d – całkowita liczba dni w badanym miesiącu,

F(p) – dystrybuanta empiryczna dziennej sumy nasłonecznienia.

Funkcja (3) pozwala oszacować prawdopodobieństwo, z jakim ilość energii wytworzonej w instalacji PV w ciągu dnia przekroczy wymagany poziom p. Przykładowe wykresy funkcji F_c(p) uzyskane dla dwóch miesięcy o skrajnie różnych poziomach nasłonecznienia przedstawiono na rys. 2.

Projektując autonomiczny system PV należy z góry założyć poziom dostępności D źródła zasilania, tj. prawdopodobieństwo wygenerowania w każdym dniu ilości energii niezbędnej do pokrycia zapotrzebowania energetycznego W zasilanych urządzeń. Rzutując założoną wartość D na wykres funkcji niezawodności otrzymujemy maksymalną wartość H_dmax dziennej sumy nasłonecznienia, która jest osiągana z wymaganym prawdopodobieństwem D, tak jak pokazano na rys. 3.

Wiedząc, że ilość energii elektrycznej wytworzonej w ciągu dnia w instalacji z modułem PV o mocy nominalnej P_PV jest w przybliżeniu wprost proporcjonalna do dziennej sumy nasłonecznienia H_d:

oraz że dobowe zapotrzebowanie systemu na energię elektryczną (przy średnim poborze mocy zasilania P_z [W]), można w najprostszym przypadku określić wzorem:

Można określić minimalną moc modułu PV niezbędną do uzyskania zasilania systemu z zadanym poziomem dostępności D, czyli przy dziennej sumie nasłonecznienia H_dmax wyznaczonej na podstawie funkcji niezawodności (rys. 3.):

W ogólnych rozważaniach wygodniej będzie posługiwać się mocą nominalną modułu PV unormowaną do średniego poboru mocy P_z przez obciążenie dołączone do systemu:

Po wyznaczeniu funkcji niezawodności (3), stosując interpolację liniową, wyznaczono wartości P_PV/P_z dla wszystkich miesięcy, w których rejestrowane były pomiary nasłonecznienia i dla czterech wybranych poziomów dostępności: D = 99%, 95%, 90%, 50%.

Ponieważ do określenia wymaganej mocy modułu PV należy przyjąć dane z miesiąca o najniższym nasłonecznieniu [4], dla każdego miesiąca kalendarzowego wybrano najmniejsze wartości H_dmax spośród wszystkich lat obserwacji (2012–2016). Na tej podstawie wyznaczono względne moce modułów PV (7), dla których osiągany będzie wymagany poziom dostępności zasilania D. Uzyskane wyniki zestawiono w tab. 2. oraz, w skali logarytmicznej, na rys. 4.

Jak widać na rys. 4., względne moce modułów PV w odniesieniu do poboru mocy zasilania (P_PV/P_z), wymagane dla poszczególnych miesięcy, zmieniają się w bardzo szerokich granicach: od 34 w sierpniu do ponad 100000 w styczniu (dla D = 99%). W miesiącach zimowych wartości te osiągają ekstremalnie duże poziomy, ze względu na bliskie zeru dzienne sumy nasłonecznienia H_dmax występujące w mianowniku wzorów (6), (7). Wysokie poziomy dostępności (D ³ 90%) w grudniu, styczniu i lutym wydają się zatem praktycznie nieosiągalne ze względu na nierealne wymagania odnośnie do mocy modułów PV.

Przykładowe obliczenia

Uzyskane wyniki mogą posłużyć do oszacowania wymaganej mocy modułów PV wykonanych z krzemu polikrystalicznego, skierowanych na południe i pochylonych pod kątem 51°, pracujących w instalacjach autonomicznych zlokalizowanych na terenie Polski.

Załóżmy, że do systemu PV dołączone jest obciążenie pobierające średnią moc P_z = 0,5 W, akumulator ma pojemność wystarczającą na 24 godziny pracy autonomicznej, a współczynnik sprawności całego systemu wynosi V = 0,76. Dla zapewnienia dostępności zasilania w styczniu na poziomie D = 90%, z tab. 2. odczytujemy największą względną moc modułów PV wymaganą od stycznia do grudnia: P_PV/P_z = 10187 (wartość dla stycznia). Zatem łączna moc modułów w instalacji powinna wynosić:

Wykorzystanie mikroelektrowni PV o mocy 5 kW_p do zasilania obciążenia o mocy zaledwie 0,5 W wydaje się nierealne. Załóżmy teraz, że rozpatrywany system ma pracować z wyższym poziomem dostępności (D = 99%), ale tylko w miesiącach wiosennych i letnich, tzn. od kwietnia do września. Z tab. 2. odczytujemy największą względną moc modułów wymaganą w tym okresie: P_PV/P_z = 137 (dla kwietnia i września). Zatem w tym przypadku minimalna wymagana moc generatora PV wynosi:

Generator PV o takiej mocy może być z powodzeniem zrealizowany z wykorzystaniem jednego większego lub kilku mniejszych, równolegle połączonych modułów PV.

Kiedy porównamy wartości P_PV/P_z dla rozpatrywanego okresu, generator PV okazuje się 3–4-krotnie przewymiarowany w lipcu i sierpniu, zatem znaczna część energii produkowanej w tych miesiącach zostanie bezpowrotnie utracona. Jest to naturalny koszt wynikający z zapewnienia wysokiej dostępności zasilania PV w miesiącach o mniejszym nasłonecznieniu.

Poza sezonem wiosenno-letnim dostępność zasilania w takim systemie można oszacować na poziomie: 40% w styczniu, 75% w lutym i 93% w marcu.

Wnioski

W artykule zaproponowano metodę wyznaczania mocy modułów PV wymaganej w autonomicznym systemie zasilania ze względu na jego poziom dostępności w poszczególnych miesiącach.

Wyniki uzyskano na podstawie rejestracji pomiarów efektywnego nasłonecznienia przeprowadzonych w Polsce centralnej (szerokość geograficzna ok. 51°N), jednak powinny być one reprezentatywne dla większości kraju.

Średnia roczna suma nasłonecznienia wyznaczona dla większości obszarów Polski [3] znajduje się w przedziale 1200…1300 kWh/m² (dla obszarów górskich: 1100–1200 kWh/m²). Tymczasem roczne sumy nasłonecznienia zmierzone w latach 2012–2014 w konkretnej lokalizacji geograficznej [8] wahają się w granicach 1016…1242 kWh/m².

Zmiany poziomów nasłonecznienia związane z lokalizacją geograficzną na terenie Polski są zatem mniejsze od sezonowych wahań wynikających z fluktuacji klimatycznych.

Istnieje możliwość przeprowadzenia podobnej analizy niezawodności systemu PV dla dowolnego miejsca instalacji, z wykorzystaniem wyników pomiarów dziennej sumy nasłonecznienia uzyskanych z obserwacji satelitarnych. Dane takie są osiągalne np. w systemie SoDa [1], przy czym wyniki z lat 2004–2005 są dostępne bezpłatnie, natomiast późniejsze (aż do chwili obecnej) – na zasadach komercyjnych. W takim przypadku trzeba jednak mieć na uwadze, że wyniki pomiarów satelitarnych w miesiącach zimowych mogą być znacznie zawyżone w stosunku do pomiarów naziemnych wykonanych z wykorzystaniem modułu PV [8], [9].

Aby w polskich warunkach zapewnić odpowiednio wysoką dostępność źródła zasilania w miesiącach zimowych, należy zastosować moduł PV o mocy nominalnej znacznie większej, niż wynikałoby to z analizy dla miesięcy letnich.

Takie podejście wiąże się ze znaczącym przewymiarowaniem systemu, wzrostem kosztów instalacji i wysoką nadprodukcją energii w miesiącach letnich. Przy projektowaniu autonomicznego systemu zasilania PV konieczny jest zatem kompromis między poziomem dostępności w okresie zimowym a mocą zainstalowanego modułu PV, determinującą koszty instalacji.

W przypadku niektórych zastosowań (np. stacji wypożyczania rowerów) można z góry założyć niedostępność systemu w trakcie zimy i zastosować moduł PV o mniejszej mocy, wynikającej z nasłonecznienia w pozostałych porach roku. W innych zastosowaniach, kiedy wymagana jest nieprzerwana dostępność zasilania (np. w systemach alarmowych, telekomunikacyjnych lub przy podświetlaniu znaków drogowych) takie podejście jest niedopuszczalne.

Typowym rozwiązaniem problemu przewymiarowania modułu PV jest zapewnienie pomocniczego źródła zasilania, np. w postaci generatora wiatrowego, spalinowego lub turbiny gazowej [5], [11]. W takim przypadku mamy już do czynienia z autonomicznym hybrydowym systemem zasilania, którego typowy przykład pokazano na fot. 3. Stwarza to jednak inne problemy, np. konieczność wykonywania częstszych przeglądów i ewentualnie dostawy paliwa. Ponadto nadal występuje ryzyko jednoczesnej niedostępności obu źródeł zasilania, np. w niektórych zimowych tygodniach zarówno moduł PV, jak i turbina wiatrowa mogą nie dostarczać wymaganej ilości energii.

Idealnym rozwiązaniem wydaje się być system z możliwością długookresowego magazynowania nadwyżki energii wytworzonej w miesiącach letnich. Zmagazynowana energia mogłaby być później wykorzystana do podtrzymania zasilania w trakcie zimy, co znacznie obniżyłoby wymaganą moc modułów PV.

W obecnej chwili problem ten nie został jeszcze w pełni rozwiązany, gdyż właściwości akumulatorów elektrochemicznych nie spełniają tak wysokich oczekiwań. Przewiduje się jednak kilka alternatywnych sposobów magazynowania energii.

Przykładem może być gromadzenie sprężonego powietrza i późniejsze wykorzystanie go do zasilania pneumatycznego silnika napędzającego generator prądu [10].

Idealnym rozwiązaniem wydaje się być zastosowanie ogniwa paliwowego jako pomocniczego źródła zasilania [11]. Istotą tego rozwiązania jest wytwarzanie i magazynowanie wodoru i jego późniejsze wykorzystanie do produkcji energii elektrycznej w trakcie zimy. Ogniwa paliwowe o takich właściwościach są jednak na chwilę obecną zbyt trudno dostępne i zbyt kosztowne, aby mogły trafić do powszechnych zastosowań.

Literatura

1. Centre Energétique et Procédés, Mines ParisTech, Transvalor S.A., Solar radiation data intelligent system (SoDa IS), http://www.soda-is.com, 2016.
2. Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie, Planning and installing photovoltaic systems: a guide for installers, architects and engineers, 2nd ed., Earthscan, London -Sterling 2008.
3. European Commision, Joint Research Centre, Institute for Energy and Transport, Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS), http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/, 2014.
4. IEEE Std 1562-2007, IEEE Guide for Array and Battery Sizing in Stand-Alone Photovoltaic Systems, IEEE Standards Coordinating Committee 21, New York 2007.
5. G. Jastrzębska, Ogniwa słoneczne. Budowa, technologia i zastosowanie, WKŁ, Warszawa 2013.
6. E. Klugmann-Radziemska, Fotowoltaika w teorii i praktyce, BTC, Legionowo 2010.
7. G. Mazurek, Performance study of solar power source for wireless systems, International Journal of Electronics and Telecommunications, 59(3), pp. 271–276, 2013.
8. G. Mazurek, Estimation of PV energy production based on satellite data, Proc. SPIE 9662, pp. 966215, 2015.
9. G. Mazurek, Prognozowanie produkcji energii w domowej mikroelektrowni słonecznej, „elektro.info” 1–2/2015.
10. Z. Porada, Autonomiczne systemy fotowoltaiczne w warunkach Krakowa i okolic, „elektro.info” 3/2010.
11. M. T. Sarniak, Budowa i eksploatacja systemów fotowoltaicznych, Grupa MEDIUM, Warszawa 2015.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!