Zwiększenie produkcji energii w generatorach fotowoltaicznych poprzez zastosowanie technologii bifacjalnej

Technologia bifacjalna może być używana w wielu zastosowaniach, w których tradycyjna technologia monofacjalna nie byłaby tak efektywna. Na przykład pionowy montaż może być korzystny pod względem zwiększenia generacji energii z PV w ograniczonych przestrzennie miejscach. W zastosowaniach komercyjnych można wykorzystać pionowe ogniwa na instalacjach ekranów dźwiękochłonnych przy autostradach czy liniach kolejowych albo jako ogrodzenia i płoty, np. na terenach zielonych. Brakuje jednak metodologii, która umożliwiałaby precyzyjne przewidywanie zysków energii w warunkach eksploatacyjnych. Wyniki przedstawionych w dalszej części artykułu symulacji próbują wskazać ilościowo potencjalne zyski z wyboru technologii bifacjalnych w różnych lokalizacjach.

Fotowoltaiczne moduły bifacjalne

Technologia bifacjalna powstała jako konsekwencja struktury i właściwości niektórych typów ogniw, umożliwiając wykorzystanie do wytwarzania energii elektrycznej promieni słonecznych padających z obu stron ogniwa. Pierwsze krzemowe ogniwo wyprodukowane zostało w 1964 r. w Bell Labs jako struktura IBC (ang. Integrated Back Contact) typu n [7]. Budowa tego ogniwa pozwalała także na pracę w trybie dwustronnym. Również Japończyk Hiroshi Mori [11] oraz Rosjanie Zaitsev i Fedoseeva [2] pracowali równocześnie nad tą technologią. W latach 60. XX wieku Mori opatentował ogniwo ze złączem p-n po obu stronach płytki krzemowej typu n, tworząc tym samym strukturę p+ np+. Wskazał także na możliwość obustronnego oświetlenia ogniwa w celu konwersji energii słonecznej. Rozwój technologii dwustronnej łączy się z działalnością Hiszpana Cuevasa. Nie jest on wynalazcą tej technologii, jednak jako pierwszy zaprezentował ogniwo o wydajności 12,7% o powierzchni 4 cm2 [5]. Pierwsza publikacja na temat technologii bifacjalnej ukazała się już w 1977 r. z okazji Pierwszej Europejskiej Konferencji nt. Fotowoltaicznej Energii Słonecznej w Luksemburgu; ogniwa miały wydajność ok. 7%. Technologia IBC została opisana w 1977 r. przez Lammerta i Schwartza, którzy zaproponowali przesunięcie obszaru emitera na tylną stronę, jednocześnie dokonując pasywacji. Konstrukcja komory koncentratora podobna do IBC została zaprezentowana również na konferencji w Luksemburgu przez Chianga. Urządzenie z tylnym złączem miało drugie złącze p-n na przedniej powierzchni, zwykle pozostawione pływające, aby pomóc w pasywacji powierzchni. Rok później zasugerowano zastąpienie go jednobiegunowym złączem z przodu. Te trzy ogniwa ze złączem tylnym były źródłem inspiracji dla dwuwarstwowych ogniw słonecznych [5]. Cuevas i inni wykazali, że wzrost wytwarzania energii elektrycznej do 50% można uzyskać poprzez jednoczesne zbieranie promieniowania bezpośredniego oraz albedo z dachu i otoczenia wokół modułu za pomocą urządzenia koncentrującego, które zwiększa promieniowanie albedo. W związku z tym wykazano, że dwustronne ogniwa słoneczne mogą zwiększyć gęstość mocy modułów PV w porównaniu z ogniwami monofacjalnymi, przy jednoczesnym zmniejszeniu obszaru instalacji.

Najczęściej w technologii dwustronnej stosowane są trzy zasadnicze struktury: PERC (ang. Passivated Emitter and Rear Cell), PERT (ang. Passivated Emitter Rear Cell Totally Diffused) i HIT (ang. Heterojunction with Intrinsic Thin layer). Każda z nich ma inny poziom dwustronności. Bifacjalność określa się jako stosunek pomiędzy wydajnością tylnej strony ogniwa a wydajnością ogniwa przedniego, który odpowiada stosunkowi mocy wyjściowej z tylnej strony do przedniej w warunkach laboratoryjnych STC (Standard Test Conditions). Struktury HIT i n-PERT są najbardziej efektywne, ponieważ charakteryzują się ponad 90-proc. obustronnością. W przypadku PERC jest to ok. 70% [2].

W technologii bifacjalnej następuje potrzeba wykonania przezroczystej powłoki tylnej modułu. Wykorzystuje się do tego dodatkową warstwę szkła lub przezroczyste osłony odporne na promieniowanie UV. Ten rodzaj hermetyzacji zwiększa izolację termiczną na tylnej stronie ogniwa, co zapewnia niższą temperaturę pracy w porównaniu z ogniwami monofacjalnymi. Ponadto szczelność zapobiega niebezpiecznemu wnikaniu wody do wnętrza modułu, przeciwdziałając degradacji [10]. W przypadku budowy szkło–szkło ciężar pojedynczego modułu jest większy, a moduł sztywniejszy i trwalszy, koszty produkcji jednak wzrastają [1]. W celu ograniczenia powierzchni wpływającej niekorzystnie na uzysk z tylnej strony modułu konieczne jest wprowadzenie zmian konstrukcyjnych, np. zmiana miejsca puszki przyłączeniowej, która standardowo znajduje się na tylnej części modułu.

Parametry pracy

Moc wyjściowa tylnej powierzchni modułu zależna jest od albedo gruntu i jego bezpośredniego otoczenia, konfiguracji modułu i warunków meteorologicznych. Z zacienionego obszaru na ziemi moduł przechwytuje tylko promieniowanie rozproszone. W obszarze niezacienionym natomiast odbija także promieniowanie bezpośrednie, wpływające na tylną stronę modułu typu bifacjalnego. W celu zmaksymalizowania produkcji energii z paneli wykonanych w technologii bifacjalnej istotne są nie tylko ww. aspekty, ale także odległość międzyrzędowa modułów. Istotne jest to z powodu możliwości powstawania dodatkowego cienia wskutek samozacienienia modułów. Optymalizacja uzysków staje się bardziej złożona – technologia monofacjalna nie jest tak wrażliwa na układ samej instalacji.

Podstawowe zalety zastosowania modułów bifacjalnych:

• zwiększona gęstość mocy modułów w porównaniu z modułami monofacjalnymi,
• zmniejszenie kosztów związanych z obszarem zajmowanym przez systemy PV,
• spadek temperatury pracy ogniwa i odpowiadającemu mu wzrostu maksymalnej mocy wyjściowej z powodu zmniejszonej absorpcji podczerwieni w przypadku braku tylnej metalizacji aluminium.

Dokładne przewidywanie rocznych uzysków z zainstalowanej mocy instalacji fotowoltaicznej jest kluczowe w prawidłowym projekcie systemu wytwórczego. Potrzebne są znormalizowane charakterystyki elektryczne wykorzystywanych modułów. Tu zaczynają się przeszkody dla technologii bifacjalnej. Wszystkie standardowe ogniwa fotowoltaiczne charakteryzują się znormalizowaną krzywą działania, uzyskaną i opracowaną w warunkach STC: promieniowanie wynoszące 1 kW/m2, temperatura robocza 25°C, brak wiatru i współczynnik masy powietrza równy 1,5. Standaryzacja pozwala na komercyjne porównanie modułów. Charakterystyka dwustronnych modułów wiąże się z wieloma komplikacjami i jest znacznie trudniejsza ze względu na trudny szacunkowy pomiar uzysku z tylnej powierzchni. Obecnie wciąż brakuje powszechnej procedury uwzględniającej dodatkowe dane wejściowe umożliwiające oszacowanie ogólnej wydajności modułu bifacjalnego. Niektórzy producenci stosują metodę tzw. flashingu przedniej strony modułu maszyną błyskową lub symulatorem słońca oraz oklejaniem tylnej strony czarną folią. Podczas testu błysku moduł wystawiany jest na krótki (od 1 ms do 30 ms) i jasny (100 mW/cm2) błysk światła z lampy łukowej wypełnionej ksenonem [6]. Inną metodą jest oddzielne określenie wydajności strony przedniej i tylnej modułu. Oba testy przeprowadzane są w warunkach STC poprzez przykrycie jednej powierzchni nieodblaskową warstwą arkusza przy jednoczesnym oświetlaniu drugiej [3]. Trzecia opcja to jednoczesne oświetlanie obu stron modułu za pomocą symulatora podwójnego słońca i pomiar parametrów krzywej prądowo-napięciowej w różnych warunkach oświetlenia tylnego [10].

Rynek fotowoltaiczny podejmuje szereg wysiłków, których celem jest ustanowienie międzynarodowych standardów testowania modułów dwustronnych, mimo tak szerokiej obecnie różnorodności proceduralnej. Usystematyzowanie standaryzacji może znacznie przyczynić się do zwiększenia masowej produkcji i wdrażania modułów bifacjalnych. Międzynarodowa komisja elektrotechniczna wprowadziła normę IEC TS 60904-1-2:2019, opisującą procedurę pomiaru charakterystyki prądowo-napięciowej (I–V) dwustronnych modułów fotowoltaicznych w symulowanym lub naturalnym świetle słonecznym. Ma ona zastosowanie do pojedynczych ogniw fotowoltaicznych, sekcji oraz całości jednego modułu PV, określa także dodatkowe wymagania dotyczące pomiarów krzywej I–V modułów w technologii bifacjalnej [8].

Od czasu powstania koncepcji modułów bifacjalnych powstało wiele zastosowań bazujących na ich bezpośrednich zaletach. Przykładowo, zaproponowano integrację modułów dwustronnych z rosyjskimi satelitami w latach 70. Przewagą ich zastosowania w kosmosie nad technologią tradycyjną jest fakt zwiększonego wykorzystania padających promieni słonecznych i albedo Ziemi oraz niska absorpcja podczerwieni. Na obecnej Międzynarodowej Stacji Kosmicznej nadal zainstalowane są moduły bifacjalne o mocy 10 kW, z udowodnionym wzrostem wytwarzania energii do 20% [4]. Kolejnym zastosowaniem tej technologii jest użycie w postaci ekranów dźwiękochłonnych przy torach kolejowych i autostradach [10]. Pierwsza wielkoskalowa elektrownia fotowoltaiczna z wykorzystaniem modułów dwustronnych powstała w 2013 r. w Japonii. Miasto Hokuto zostało zasilone elektrownią o łącznej mocy 1,25 MW. Obecnie liderem instalacji z zastosowaniem technologii bifacjalnej są Chiny.

Instalacja z panelami bifacjalnymi

W rzeczywistych warunkach pracy modułu panele wystawione są na wiele czynników zewnętrznych. Najważniejszym jest chwilowa ilość promieniowania słonecznego. Wpływa ona również na temperaturę pracy ogniwa, której wzrost zmniejsza sprawność ogniwa.

Albedo wyraża się jako stosunek światła odbitego (rozproszonego) od powierzchni, to bezwymiarowa wielkość z przedziału od 0 do 1. Zero oznacza czarną powierzchnię pochłaniającą całe promieniowanie, natomiast jedność wyraża powierzchnię zdolną do odbicia 100% padającego na nią promieniowania do przestrzeni padania. To stosunkowo prosta definicja, jednak wartość albedo zależna jest od implikacji fizycznych określonej powierzchni: albedo rzeczywiste różnić się może w skalach czasowych – od międzyrocznej, sezonowej, dziennej do nawet minutowej – w zależności od parametrów atmosferycznych i warunków oświetleniowych. Typowe wartości dla najczęściej spotykanych materiałów przedstawiono w tabeli 1.

Znajomość współczynnika albedo jest szczególnie istotna w przypadku zastosowania instalacji z panelami bifacjalnymi wykorzystującymi również promieniowanie odbite.

Orientacja modułów, ich kąt nachylenia oraz odległości międzyrzędowe w warunkach rzeczywistych często definiowanie są na podstawie możliwości obiektu lub terenu, na którym planowana jest dana instalacja fotowoltaiczna. Odbywa się to z uwzględnieniem technicznych możliwości oraz praktyk dobrego projektowania instalacji, przy dążeniu do optymalnych uzysków. W idealnym przypadku azymut instalacji to 0°, co odpowiada kierunkowi południowemu na półkuli północnej.

Inklinacja determinowana jest zwykle poprzez istniejący kąt nachylenia np. połaci dachowej. Idealnym nachyleniem jest jednak to, które pozwala na prostopadłe odbicie promieni słonecznych na powierzchni ogniwa fotowoltaicznego, co zapewnia najefektywniejszą jego pracę – konwersję energii słonecznej na energię elektryczną. Najkorzystniejszy kąt nachylenia różni się zależnie od długości geograficznej lokalizacji instalacji oraz pory roku. Tabela 2. przedstawia szacowany procentowy uzysk z instalacji, z uwzględnieniem jej azymutu oraz kąta nachylenia. Odnosi się do uśrednionych warunków w Polsce. Optymalny kąt nachylenia w Polsce to przedział 20°÷50°. 

W przypadku instalacji położonych dokładnie w kierunku południowym jest to nawet przedział 10°÷60°. Im wyższy kąt nachylenia, tym mniejszy uzysk, wykluczając instalację zlokalizowaną na zerowym nachyleniu. Odwrotna sytuacja jest jednak w przypadku instalacji ukierunkowanych na zachód lub wschód – wówczas za lepsze rozwiązanie uważa się możliwie najmniejszą inklinację ułożenia modułów. Dzięki takiemu rozwiązaniu słońce operuje na takiej połaci znacznie dłużej w skali dnia.

Symulacja instalacji

Do przeprowadzenia symulacji zastosowano program PVSyst 7.0 [14]. Dla odliczeń z zastosowaniem modułów dwustronnych tok postępowania podobny jest do konwencjonalnych, monofacjalnych modułów fotowoltaicznych, z uwzględnieniem zwiększonej ekspozycji na promieniowanie dochodzące do tylnej części modułu. Zwiększone skuteczne promieniowanie definiowane jest poprzez:

gdzie:

Eeff, modul – energia całkowita,

Eeff, front – energia przedniej strony modułu,

Etył – energia tylnej strony modułu,

Egrunt – natężenie promieniowania odbitego od podłoża,

VF – współczynnik widoku,

GA – powierzchnia gruntu,

CA – powierzchnia modułów.

Obliczanie ilości promieniowania z tylnej strony modułu bifacjalnego zależne jest od sposobu konstrukcji modułu i jego nachylenia:

1. dla systemów równoległych do dachu bądź zintegrowanych z fasadą BIPV nie uwzględnia się promieniowania na tylnej stronie;
2. dla rzędów modułów ustawionych pionowo bądź gdy kąt nachylenia przekracza 80° nasłonecznienie zarówno przedniej, jak i tylnej strony obliczane jest za pomocą zwykłych modeli promieniowania;
3. dla podwyższonych, pochylonych rzędów modułów promieniowanie z przodu liczone jest jak dla konwencjonalnych modułów PV, a z tyłu składowe całkowitego promieniowania to promieniowanie odbite od podłoża, promieniowanie odbite od modułów sąsiadujących oraz proporcja promieniowania rozproszonego i bezpośredniego, które jest w stanie dotrzeć do tylnej strony modułu.

W tabeli 3. przedstawiono najważniejsze dane wejściowe wykorzystane w symulacji systemu współpracującego z siecią elektroenergetyczną. W celu uzyskania możliwie najbardziej zbliżonych wyników porównawczych między konstrukcjami monofacjalnymi a bifacjalnymi zastosowano moduły tego samego producenta i tej samej mocy. 

Falownik we wszystkich symulacjach został dobrany zgodnie z zasadami projektowania systemów fotowoltaicznych na terenie Polski. Taki dobór determinowany jest przede wszystkim przewidywanym uzyskiem rocznym wyrażonym w kWh na rozpatrywanym terenie. Podana moc inwertera (4,5 kW) odnosi się do mocy maksymalnej, jaką może on przekonwertować po stronie prądu zmiennego. Wysokość instalacji ponad gruntem określona została jako stała wartość 0,8 m. Badania wykazują to jako optymalną odległość. Niższe zawieszenie znacznie zmniejsza zdolność produkcji energii elektrycznej z tylnej strony ogniwa fotowoltaicznego. Wyższy montaż ponad gruntem zwiększa tylko w nieznacznym stopniu produkcję energii elektrycznej. Zwiększona wysokość wymagałaby zastosowania więcej materiału konstrukcji oraz stół narażony byłby na zwiększone działanie wiatru (rys. 1.).

Układ modułów w stole w przeprowadzonych symulacjach pokazano na rysunku 2. Wybrano trzy różniące się klimatem europejskie lokalizacje do przeprowadzenia symulacji: Warszawę (Polska), Oslo (Norwegia) i Lizbonę (Portugalia).

Kąt nachylenia instalacji. Kolejnym parametrem znacznie wpływającym na uzysk z tylnej strony modułu bifacjalnego jest kąt nachylenia, pod jakim jest usytuowany moduł. Symulacje przeprowadzono dla trzech kątów: 10°, 30° i 40° (rys. 2.). Rozpatrywane analizy zostały przeprowadzone na instalacjach zlokalizowanych na gruncie. Kąt 40° jako skrajny ma za zadanie wskazać górną granicę zwiększonego uzysku.

Wartość współczynnika albedo ma diametralny wpływ na wielkość dodatkowego uzysku w konstrukcji dwustronnej ogniw słonecznych. Wybrano współczynnik albedo 20% – odpowiadający zielonej trawie oraz albedo 80% – odpowiadające białemu betonowi (tab. 1.).

Dla wszystkich lokalizacji dane pogodowe zostały zaczerpnięte ze źródła PVGiS TMY (ang. Typical Meteorological Year). Dane są zbiorem godzinowych próbek z okresu co najmniej 10 lat. Typowy rok meteorologiczny generowany jest w zgodzie z procedurą ISO 15927-4 [9]. Na rysunku 3. przedstawiono globalne promieniowanie dla wybranych lokalizacji i inklinacji z zaznaczeniem optimum. 

Analizując powyższe wykresy szczegółowe z rysunku 3. oraz wykres zbiorczy (rys. 4.), można zauważyć, że Lizbona pod względem ilości promieniowania znacząco odbiega od pozostałych lokalizacji, rozkład i histereza odchyleń w skali roku są znacznie mniejsze pomiędzy poszczególnymi miesiącami. 

W przypadku Warszawy i Oslo wykresy wykazują pewne podobieństwo, występują jednak znaczne różnice w ilości promieniowania pomiędzy półroczem ciepłym (kwiecień/wrzesień) a półroczem chłodnym (październik/marzec), przy czym w Warszawie promieniowanie jest średniorocznie większe o 20%. Przebiegi temperatur w wybranych lokalizacjach, które będą miały wpływ na nagrzewanie się modułów PV, przedstawiono na rysunku 5.

Wyniki

Wykonano łącznie 27 symulacji dla: trzech lokalizacji (Warszawa, Oslo, Lizbona), trzech kątów nachylenia instalacji (10°, 30°, 40°), dwóch wartości albedo (20%, 80%) każdorazowo dla modułów bifacjalnych oraz monofacjalnych. W tabelach 4a, 4b i 4c zestawiono najważniejsze wyniki. 

Na rysunkach 6a, 6b i 6c widać wzrost generacji uzyskanej dzięki zastosowaniu technologii bifacjalnej, który zwiększa się wraz ze wzrostem współczynnika albedo.

Na rysunku 7. pokazano zależność średniorocznego uzysku instalacji od kąta jej nachylenia dla badanych lokalizacji.

Można zauważyć, że:

• wzrost inklinacji przekłada się na wzrost produkcji rocznej niezależnie od lokalizacji,
• optymalnym kątem nachylenia instalacji jest ±30°, jego zwiększanie prowadzi do nieznacznych spadków w produkcji rocznej do granicy ±40°, większe zwiększenie prowadziłoby do dużego spadku produkcji energii.

Współczynnik odbicia albedo jest najbardziej istotny przy porównywaniu konstrukcji monofacjalnej i bifacjalnej. To jego wartość bezpośrednio przekłada się na ilość zwiększonego uzysku z tylnej strony modułu fotowoltaicznego; wyniki zestawiono w tabeli 5. Widoczny jest wzrost generacji w każdym przypadku, dla Warszawy możliwe jest zwiększenie nawet o 20%.

Podsumowanie

Jak wynika z przeprowadzonych symulacji, panele fotowoltaiczne bifacjalne generują więcej energii elektrycznej od monofacjalnych. Umieszczenie ich na odpowiednim (jasnym) gruncie zwiększa ten efekt. Ponieważ technologia ta cenowo zbliża się do cen tradycyjnych paneli, może stanowić interesującą alternatywę, szczególnie tam, gdzie inwestor dysponuje ograniczoną powierzchnią, którą może przeznaczyć na budowę instalacji.

Literatura

1. Brearley D., Bifacial PV Systems, SolarPro magazine, 2017, http://solarprofessional.com/articles/design-installation/bifacial-pv-systems (odczyt 2.05.2021)
2. Chunduri, Schmela M., Bifacial Solar Module Technology, TaiyanNews, 2017
3. Comparotto C. et al., Energy Yield Estimation of Monofacial and Bifacial Solar Modules, 31st European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition, str. 1858–1862, 2015
4. Cuevas A., The early history of bifacial solar cells, 20th European PV solar energy conference, str. 801–805, 2005
5. Cuevas A., Luque A., Eguren J., DelAlamo J., 50% more output power from an albedo-collecting flat panel using bifacial solar cells, Solar Energy, vol. 29, no. 5, 1982, str. 419, 420.
6. De Rooij D., Flash Test: technical background and importance, 2015
7. Halm A. et al., The Zebra cell concept – Large area n-type interdigitated back contact solar cells and one-cell modules fabricated using standard industrial processing equipment, Proceeding 27th Eur. Photovolt. Sol. Energy Conf. Exhib. Frankfurt, str. 567–570, 2012
8. IEC TS 60904-1-2 Photovoltaic devices. Part 1-2: Measurement of current- voltage characteristics of bifacial photovoltaic (PV) devices; Edition 1.0, 2019-01
9. ISO 15927-4:2005, Hygrothermal performance of buildings — Calculation and presentation of climatic data — Part 4: Hourly data for assessing the annual energy use for heating and cooling
10. Kopecek R., Veschetti Y., Bifaciality: One small step for technology, one giant leap for kWh cost reduction, Photovoltaics Int., vol. 26, 2015, str. 32–45
11. Mori H., U.S. patent No. 3278811A, October 1966
12. PVInfo, Produkcja energii z fotowoltaiki oraz kolektorów słonecznych, http://www.pvinfo.pl/produkcja-energii-z-fotowoltaiki-oraz-kolektorow- słonecznych
13. Ramirez A., Munoz C., Albedo Effect and Energy Efficiency of Cities, Sustainable Development, Energy, Engineering and Technologies, Manufacturing and Environment, 2018
14. Składanek Ż., Wpływ konstrukcji bifacjalnej modułu fotowoltaicznego na efektywność energetyczną, Praca dyplomowa, SGGW WIP, Warszawa 2022
15. Szymański B., Instalacje fotowoltaiczne, Kraków, Edycja 2020

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!