Wpływ usytuowania oraz warunków środowiskowych na moc uzyskiwaną z instalacji fotowoltaicznej

28.01.2021

Fotowoltaika jest obecnie jednym z najszybciej i najprężniej rozwijających się źródeł energii odnawialnych zarówno w Polsce, jak i na świecie. Na tak dużą popularność mają wpływ m.in. rosnące ceny energii elektrycznej, coraz bardziej przystępne koszty instalacji, a także dofinansowania, które powodują, że cała inwestycja może zwrócić się już po kilku latach.

Rynek fotowoltaiki w Polsce

Przełomowym dla branży foto­woltaicznej był rok 2019, kiedy to wszystkie instalacje PV pracujące w Polsce osiągnęły moc ponad 1300 MWp (z czego ok. 275 MWp wyprodukowane było w systemach małych i dużych, a 1040 MWp w mikroinstalacjach). Do sieci przyłączono łącznie 820 MWp, co oznacza niemal 4-krotny wzrost do poprzedniego roku (211 MWp w 2018 r.). Najwięcej nowych mocy, ponad 691 MWp, zainstalowano w mikroinstalacjach. Powstało ich ogółem 106 tysięcy i stanowiły prawie 80% krajowego rynku fotowoltaicznego. Łącznie na dzień 31.12.2019 r. stan zainstalowanych mikro-elektrowni wyniósł 162 055 sztuk [1].

Rys. 1. Skumulowana moc instalacji fotowoltaicznych w Polsce na koniec 2019 r. w MWp [1]

 

Rys. 2. Moc zainstalowana w PV w danym roku w MWp [1]

Czytaj też:

instalacja fotowoltaiczna

Fot. stock.adobe / DZMITRY PALUBIATKA

Warunki do oceny parametrów modułów fotowoltaicznych

Moduły fotowoltaiczne pracują w zależności od miejsca ich zamontowania w różnych warunkach nasłonecznienia. Liczba godzin słonecznych w Polsce jest na poziomie 1600, z czego tylko 15% to godziny o pełnym nasłonecznieniu. Ilość energii słonecznej, która dociera do paneli i może zostać przetworzona, jest zależna od wielu czynników (np. miejsca instalacji, zachmurzenia, współczynnika odbicia). Aby możliwe było porównanie różnych modułów PV, ich dane znamionowe podawane są dla standardowych warunków atmosferycznych, czyli STC (Standard Test Conditions). Rzeczywiste warunki pracy odbiegają jednak od tych standardowych, przy których wyznaczana jest m.in. moc nominalna czy sprawność. Dlatego większość renomowanych producentów coraz częściej podaje obok warunków STC tzw. warunki normalne, czyli NOCT (Normal Operating Cell Temperature).

Dane dla warunków NOCT są znacznie bliższe tym, które osiągnie pracująca instalacja fotowoltaiczna. Zestawienie parametrów znajduje się w tabeli 1.

Należy jednak pamiętać, że warunki normalnej, naturalnej pracy modułów są tylko informacją dla projektanta lub inwestora, jakich rzeczywistych uzysków energii można się spodziewać – wszelkie obliczenia oraz dokumentacje instalacji należy przeprowadzać dla warunków STC.

 

Tabela 1. Warunki STC i NOCT do oceny parametrów modułów fotowoltaicznych

Usytuowanie instalacji, a roczna produkcja energii

Całe terytorium Polski ma bardzo zbliżone zasoby docierającej energii słonecznej, które w płaszczyźnie horyzontalnej wynoszą od 900 do 1100 kWh/m2 na rok. Optymalnie zlokalizowana i wykonana instalacja fotowoltaiczna jest wtedy w stanie wyprodukować rocznie między 950–1050 kWh z jednego kWp mocy zainstalowanej. Analizując wybór optymalnego kąta montażu, należy wziąć pod uwagę takie aspekty jak:

  • okres roku, kiedy instalacja fotowoltaiczna ma przynosić największe zyski
  • długość i szerokość geograficzną
  • możliwości montażowe.

Najkorzystniejszy kąt pochylenia modułów PV dla maksymalizacji uzysku całorocznego mieści się w przedziale 20–60o. Ustawienie to jest najbardziej ekonomiczne, zwłaszcza w instalacjach współpracujących z siecią elektroenergetyczną. Niższe lub wyższe kąty pochylenia będą charakteryzowały się dysproporcjami produkcji energii w miesiącach letnich lub zimowych – w konsekwencji pogorszą uzysk całoroczny. Rozwiązania z nietypowymi kątami montażu stosowane są w instalacjach wyspowych specjalnego przeznaczenia np. domki letniskowe. Analogicznie ma się sytuacja, jeżeli chodzi o orientację paneli względem stron świata – największe uzyski otrzymuje się ustawiając instalacje w kierunku południowym, natomiast każde odchylenie spowoduje utratę mocy. Tu również można zastosować pewne modyfikacje w zależności od oczekiwanych rezultatów np. zwrócić generator w kierunku wschodnim lub zachodnim, jeżeli zależy nam na większej produkcji mocy o poranku lub w godzinach wieczornych. Procentowy spadek nasłonecznienia w zależności od zmiany kąta nachylenia lub azymutu pokazuje rys. 3 [2].

 

Przytoczony na rys. 3 wykres oraz przykłady są oczywiście szacunkowe i zależą od kilku czynników – wspomnianych już specjalnych potrzeb użytkownika, ale też technicznych możliwości instalacji np. montażu na istniejącym już budynku lub ograniczeń powierzchniowych. Do obliczenia optymalnego kąta oraz azymutu lub szacunkowego uzysku energii z instalacji w danej lokalizacji i o zadanych parametrach orientacji, można posłużyć się specjalnym oprogramowaniem np. darmowym serwisem PVGIS [3].

instalacja fotowoltaiczna

Rys. 3. Zmiana ilości produkowanej energii w zależności od kierunku montażu oraz pochylenia modułów [6]

Wpływ natężenia promieniowania oraz temperatury na uzyskiwaną moc

Każdy moduł fotowoltaiczny ma kilka wartości podanych przez producenta, które opisują jego parametry pracy. Zazwyczaj wynikają one z technologii produkcji oraz zastosowanych ogniw. Rys. 4 pokazuje zależności pomiędzy generowanym przez niego napięciem oraz prądem. Zaznaczone są na niej cztery charakterystyczne punkty stanowiące o produkowanej mocy:

  • Prąd zwarcia Isc – maksymalny prąd możliwy do wygenerowania przez moduł przy napięciu 0 V, wytwarzający się na zwartych wyprowadzeniach bez obciążenia.
  • Napięcie obwodu otwartego Voc – maksymalna wartość napięcia, którą można uzyskać w module w przypadku braku obciążenia.
  • Prąd w punkcie mocy maksymalnej Impp – prąd generowany przez moduł przy mocy maksymalnej uzyskanej w najkorzystniejszych warunkach środowiskowych i optymalnym obciążeniu.
  • Napięcie w punkcie mocy maksymalnej Vmpp – napięcie generowane przez moduł przy mocy maksymalnej uzyskanej w najkorzystniejszych warunkach środowiskowych i optymalnym obciążeniu.
  • Moc w punkcie pracy maksymalnej Pmpp – wartość mocy uzyskiwanej przez moduł fotowoltaiczny w najkorzystniejszych warunkach środowiskowych i optymalnym obciążeniu.
  • Współczynnik wypełnienia (Fill Factor FF) – zdefiniowany jest jako stosunek pola powierzchni prostokąta o bokach określonych wartościami napięcia i prądu w punkcie mocy maksymalnej do pola powierzchni prostokąta określonego wartościami prądu zwarcia i napięcia obwodu otwartego. Jest to jeden ze wskaźników jakości modułu – im bliższy wartości 1, tym jakość modułu jest lepsza.

Parametry elektryczne uzyskiwane z instalacji fotowoltaicznej zależą głównie od czynników atmosferycznych, do których można zaliczyć m.in. natężenie promieniowania, temperaturę czy prędkość wiatru.

 

instalacja fotowoltaiczna

Rys. 4. Charakterystyka prądowo-napięciowa ogniwa fotowoltaicznego

 

instalacja fotowoltaiczna

Rys. 5. Zależność prądu i napięcia w funkcji temperatury oraz natężenia promieniowania

 

Tabela 2. Zmiana natężenia prądu, napięcia oraz mocy w stosunku do zmiany promieniowania słonecznego [2]

 

Zmiana natężenia promieniowania w znaczący sposób wpływa na uzyskiwaną wartość prądu, napięcie natomiast ulega niewielkim zmianom. Konsekwencją tego jest zmiana mocy uzyskiwanej z ogniwa proporcjonalnie do zmian prądu.

Z kolei wzrost temperatury nie wpływa znacząco na zmianę prądu, w tym przypadku zmienia się wartość napięcia. Na temperaturę pracy ogniw PV głównie wpływ ma temperatura otoczenia, jednak istnieje również szereg czynników, które uwarunkowują jej wartość. Zaliczamy do nich m.in. rodzaj instalacji (wolnostojąca lub zintegrowana z budynkiem) wpływający na sposób wentylacji modułów, podłoże na którym są zamontowane oraz sam materiał, z którego wykonane są ogniwa lub rama. Należy pamiętać, że pracujące moduły w słoneczne dni mogą osiągać nawet temperaturę do +70oC, natomiast w zimowe do -20oC. Powoduje to, że zimą podczas mroźnego, słonecznego dnia nasza instalacja fotowoltaiczna może wyprodukować więcej mocy chwilowej niż w przypadku identycznych warunków słonecznych w porze letniej. Procentowe zmiany temperatur scharakteryzowane są przez trzy główne współczynniki (tabela 3):

  • wskaźnik mocy
  • wskaźnik napięcia
  • wskaźnik prądu.

instalacja fotowoltaiczna

Tabela 3. Zestawienie wskaźników temperaturowych dla modułu z krzemu krystalicznego [2]

 

Analizując wymienione w tabeli 3 dane można dojść do wniosku, że najważniejszy jest temperaturowy wskaźnik mocy maksymalnej oraz temperaturowy wskaźnik napięcia. Głównie to od ich wartości zależy ilość wyprodukowanej energii. Większa wartość tych współczynników powoduje szybszy procentowy spadek uzyskiwanej mocy w stosunku do wzrostu temperatury. Odczuwalne jest to w upalne dni. Jednocześnie ze zmieniającą się wartością temperatury zmienia się także prąd. Współczynnik α dla prądu jest dodatni, co oznacza, że w przeciwieństwie do napięcia jego wartość rośnie. Jednak w porównaniu do pozostałych jest to wartość bardzo mała i w nieistotny sposób wpływa na uzyskiwane parametry pracy. Kluczową sprawą w przypadku analizy i porównywania wartości współczynników temperaturowych jest rodzaj danego modułu i technologia jego wykonania. Specjalne technologie produkcji ogniw z krzemu krystalicznego pozwalają zmniejszyć wartość tych współczynników (zwłaszcza technologia HIT i PERC). Dużo lepiej wypada tu również druga generacja ogniw PV, gdzie temperaturowy współczynnik mocy modułu może być nawet dwukrotnie niższy niż ten w modułach z zastosowaniem ogniw krzemowych [2].

 

Sprawdź:

Rodzaje i typy falowników

Falownik (inwerter) jest to energoelektroniczne urządzenie służące do zmiany energii elektrycznej pochodzącej z modułów fotowoltaicznych (prądu i napięcia stałego) na energię napięcia sieci elektrycznej (prądu i napięcia przemiennego). Do podstawowych zadań falowników należą:

  • zmiana prądu stałego na przebieg sinusoidalny i parametry sieciowe
  • synchronizacja wytwarzanej sinusoidy z przebiegiem sieciowym
  • zabezpieczenie sieci przed efektem wyspowym
  • zapewnienie monitoringu instalacji [5].

Obecnie produkowane falowniki można podzielić według kilku kryteriów – wyróżniamy tu np. sposób budowy urządzenia, typ połączenia z siecią elektroenergetyczną lub jego moc.

 

Analizując budowę, a zarazem sposób izolacji falownika od sieci wyróżniamy:

  • falownik beztransformatorowy – obecnie są najpopularniejszym rozwiązaniem do zmiany energii z panelu PV; w swojej budowie nie mają transformatora, przez co nie są galwanicznie odizolowane strony AC i DC; do ich zalet można zaliczyć mniejsze wymiary i wagę oraz korzystniejszą cenę w porównaniu do falowników transformatorowych
  • falownik transformatorowy LF (niskiej częstotliwości) – zbudowany w oparciu o transformator 50 Hz co sprawia, że jest ciężki oraz ma spore wymiary; do jego wad zaliczyć można również niską sprawność; zaletą jest niska awaryjność oraz galwaniczna separacja strony AC oraz DC
  • falownik transformatorowy HF (wysokiej częstotliwości) – falownik, w którym zastosowano transformator o częstotliwości rzędu 20–24 kHz, co przekłada się na jego mniejszą wagę oraz większą sprawność przy zachowaniu galwanicznej separacji; jego wadą jest skomplikowana budowa oraz wyższa cena w porównaniu z falownikiem LF.

Podział falowników względem przyłączenia do sieci determinuje od razu typ posiadanej instalacji fotowoltaicznej. Możemy tu wyróżnić:

  • falownik wyspowy – występuje w instalacji off-grid i nie ma połączenia z siecią elektroenergetyczną; współpracując z regulatorem ładowania niewykorzystaną na bieżąco energię oddaje do baterii akumulatorów, gdzie magazynowana jest do późniejszego wykorzystania
  • falownik sieciowy – podłączony do sieci elektroenergetycznej (on-grid), gdzie wysyłana jest energia niewykorzystana na bieżące potrzeby
  • falownik hybrydowy – połączenie dwóch poprzednich typów falownika; energia transformowana za jego pomocą najpierw wykorzystywana jest na potrzeby własne bądź ładowania akumulatorów, natomiast w przypadku wystąpienia nadwyżki wysyłana jest do sieci.

Ze względu na moc falowniki dzielimy na:

  • mikrofalowniki – urządzenia współpracujące z pojedynczym modułem fotowoltaicznym o mocy ok. 0,3–1,0 kW
  • falowniki szeregowe – wykorzystywane w typowych instalacjach fotowoltaicznych, współpracują z modułami połączonymi szeregowo w tzw. stringu; stringi mogą być podłączone do jednego falownika do kilku wejść, czasami na oddzielne tracery MPPT; w przypadku większych instalacji może występować kilka falowników; moc od 1 do 50 kW
  • falowniki centralne – wykorzystywane na farmach fotowoltaicznych o dużej mocy, dochodzącej do kilku MW.

instalacja fotowoltaiczna

Fot. 1. Porównanie mikroinwertera, falownika szeregowego oraz falownika centralnego [4]

Parametry pracy inwerterów

Falownik scharakteryzowany jest kilkoma poziomami napięcia DC, od których różny będzie stan jego pracy. Rozpatrując (rys. 6) wykres zależności mocy od napięcia po stronie DC możemy zauważyć, że tradycyjny inwerter najczęściej pracuje w zakresie MPPT – czyli parametrach, gdzie jest w stanie wyszukać i dopasować największą moc do panujących warunków atmosferycznych. Odpowiadają za to algorytmy poszukiwania punktu mocy maksymalnej w MPP trakerach (np. metoda Perturb and Observe lub Fuzzy Logic), które poprzez specjalne obciążenie pracujących modułów PV śledzą charakterystykę prądowo-napięciową i z niej wybierają wartości, gdzie generowana jest największa moc. Napięcie startu Vstart jest to wartość po osiągnięciu, której falownik uruchomi się i rozpocznie pracę. Znajduje się pomiędzy minimalną wartością napięcia MPPT a napięciem minimalnym pracy Vmin. Zejście poniżej wartości minimalnego napięcia pracy spowoduje wyłączenie falownika, natomiast aby było możliwe jego ponowne włączenie, string modułów musi już osiągnąć napięcie startu Vstart. W przypadku niektórych producentów może się zdarzyć, że napięcie minimalne jest również napięciem startu. Dopóki napięcie nie wejdzie w zakres MPPT, falownik nie będzie w stanie pracować z mocą maksymalną (nominalną). Jedynie w zakresie napięcia MPPT falownik jest w stanie pracować z mocą maksymalną, przy czym przy napięciu Vnom osiąga najwyższą sprawność konwersji DC/AC. Po przekroczeniu maksymalnego napięcia MPPT także możliwa jest jeszcze praca falownika, jednak jego wartość jest liniowo redukowana aż do napięcia zatrzymania Vstop. Odłączenie falownika przy zbyt wysokich wartościach napięcia dokonywane jest w celu ochrony jego komponentów.

 

instalacja fotowoltaiczna

Rys. 6. Napięciowy zakres pracy falownika w funkcji mocy

 

Każdy producent falowników powinien podawać w karcie katalogowej powyższe napięciowe parametry pracy i w oparciu o nie powinny być konfigurowane łańcuchy modułów. Dobór stringu powinien być tak przeprowadzony, aby wychodzące z niego napięcie było możliwie blisko napięcia nominalnego Vnom. Dodatkowo należy uwzględnić skrajne wartości temperatur, przy których może pracować dana instalacja fotowoltaiczna tak, aby napięcie nie wychodziło poza zakres MPPT. Ograniczymy tym samym liczbę włączeń falownika w mroźne lub bardzo gorące dni.

Inwertery o większych mocach zazwyczaj wyposażone są w kilka oddzielnych, niezależnych wejść MPP trakera. Dzięki temu możliwe jest połączenie kilku stringów zainstalowanych w różnych płaszczyznach lub uniknięcie strat z okresowo zacienionych modułów.

Interpretacja karty katalogowej falownika

Karta katalogowa jest zbiorem informacji o danym urządzeniu, właściwościach lub przeznaczeniu produktu. W przypadku większości falowników dostępnych na rynku w karcie katalogowej wyodrębnić można kilka sekcji m.in. parametry strony DC, parametry strony AC, współczynnik sprawności, rodzaje zabezpieczeń czy dane ogólne. Często również spotkać można charakterystykę sprawności. Niestety nie ma jednego ujednoliconego standardu opracowywania kart katalogowych falowników, dlatego kategorie te oraz ilości podanych w nich informacji mogą się różnić w zależności od producenta.

 

Parametry wejścia DC:

  • maks. moc generatora fotowolta­icznego (max. generator power) – parametr opisujący jaką maksymalną moc generatora fotowolta­icznego można podłączyć do falownika
  • maks. napięcie wejściowe (max. input voltage) – maksymalna wartość napięcia, którą może wygenerować łańcuch modułów fotowoltaicznych; przekroczenie tej wartości spowoduje wyłączenie falownika
  • zakres napięcia MPP (MPP voltage range) – zakres napięcia, w którym inwerter będzie w stanie śledzić punkt mocy maksymalnej; im szerszy, tym łatwiej skonfigurować instalację oraz częściej będzie ona pracowała z większą mocą
  • znamionowe napięcie wejściowe (rated input voltage) – wartość napięcia, dla której falownik pracuje z najwyższą sprawnością
  • min. napięcie wejściowe (min. input voltage) – parametr określający minimalną wartość napięcia, przy której falownik jest w stanie pracować; spadek napięcia ze stringu poniżej tej wartości powoduje wyłączenie falownika
  • początkowe napięcie wejściowe (startu) (initial input voltage, start voltage) – wartość napięcia, którą moduły muszą wygenerować, aby ponownie uruchomić inwerter
  • maks. prąd wejściowy (max. input current) – maksymalna wartość prądu wejściowego, która jest bezpieczna dla danego falownika
  • liczba niezależnych wejść/liczba trakerów MPP (number of independent inputs/number of MPP trackers) – liczba wejść falownika oraz liczba trakerów MPP (należy pamiętać, iż liczba wejść niekoniecznie musi równać się liczbie trakerów MPP; możliwe jest, że do jednego trakera przypisane są dwa lub więcej wejść).

Parametry wyjścia AC:

  • moc znamionowa (rated power) – nominalna moc czynna falownika, którą można dostarczyć w sposób ciągły do sieci
  • maks. moc pozorna AC (max. apparent power AC) – nominalna moc pozorna falownika
  • napięcie nominalne i częstotliwość w sieci AC (zakres napięcia i częstotliwości) (nominal voltage and frequency in AC grid, range) – zakres napięcia oraz częstotliwości w których może pracować dany inwerter; wartości te są określone normami i powinny być dostosowane do kraju, w którym zamontowana jest instalacja (często parametry te można ustawić w menu oprogramowania urządzenia)
  • maks. prąd wyjściowy (max. output current) – maksymalna wartość prądu, która może pojawić się na wyjściu falownika
  • współczynnik mocy oraz przesuwu fazowego (power factor and adjustable power factor) – wartość określająca stosunek mocy czynnej do mocy pozornej; w celu zmniejszenia przesyłu mocy biernej oraz strat w liniach przesyłowych, dąży się do uzyskania współczynnika mocy cosφ = 1; konstrukcje falowników pozwalają również na niedowzbudzenie lub przewzbudzenie, czyli regulacje współczynnika mocy w danym zakresie w celu utrzymania stabilności sieci oraz odpowiedniej regulacji mocy biernej
  • współczynnik THD (THD distortion) – współczynnik zakłóceń harmonicznych pokazujący jakiej jakości jest energia produkowana przez falownik; im mniejsza wartość współczynnika, tym otrzymywana energia jest lepsza i mniej zakłóceń emitowanych jest do sieci
  • liczba faz zasilających (feed-in phases) – liczba faz do jakiej falownik został przystosowany (jedno- lub trójfazowy).

W karcie katalogowej możemy znaleźć również parametry opisujące sprawność falownika. Rozróżniamy dwa typy opisujące sprawność – maksymalną oraz europejską. Sprawność maksymalna mierzona jest według określonych zasad i w specjalnych warunkach (głównie laboratoryjnych), dlatego ciężko uzyskać ją w fizycznie pracującej instalacji. Sprawność europejską określa się przy założeniu warunków nasłonecznienia Europy środkowej i ta wartość jest bardziej realna do uzyskania.

Dodatkowo każda karta katalogowa powinna zawierać m.in. informacje o zastosowanych w falowniku zabezpieczeniach, jego stopień ochrony, sposób chłodzenia, zakres temperatur roboczych, wymiary oraz wagę, wytyczne do montażu i otrzymane certyfikaty.

Dobór falownika do mocy instalacji fotowoltaicznej

Projektując instalację fotowoltaiczną dla warunków panujących w Polsce przy założeniu kierunku południowego i kącie pochylenia w zakresie 20–60o przyjmuje się, że moc generatora powinna znajdować się w przedziale pomiędzy 100 a 125% mocy AC falownika. W przypadku innych kątów nachylenia lub skierowania instalacji na wschód lub zachód wartość ta może być zwiększona nawet do 160%. Przewymiarowanie falownika jest powszechnie stosowaną praktyką, ponieważ pracujący moduł fotowoltaiczny (zwłaszcza w polskich warunkach) rzadko osiąga swoje parametry znamionowe określone w pomiarach STC. Typowe wartości natężenia promieniowania osiągane w naszym kraju wahają się miedzy 850–950 W/m2, dodatkowo wzrost temperatury ogniw PV przekłada się na spadek mocy rzędu 5–20% w stosunku do mocy znamionowej. Analizując inne czynniki wpływające na obniżenie mocy, takie jak zacienienie lub zabrudzenie paneli, straty na przewodach oraz to, że sprawność falownika znacznie spada przy niższych wartościach obciążenia, należy pamiętać o zakładanym niedowymiarowaniu mocy falownika do mocy nominalnej generatora PV.

 

Połączenie kilku modułów w łańcuch fotowoltaiczny może powodować, że wahania napięć w zależności od temperatury mogą wynosić nawet kilkaset woltów i należy o tym pamiętać dobierając falownik do instalacji. Zbyt mała ilość modułów w połączeniu ze zbyt dużą temperaturą spowoduje, że falownik może nie wystartować. Z kolei sytuacja odwrotna, czyli zbyt duża ilość modułów i niska temperatura ich pracy może spowodować za duże napięcie wejściowe falownika i doprowadzić do jego wyłączenia lub uszkodzenia.

Przykładowe obliczenia

Dane techniczne analizowanego modułu PV:

  • maksymalna moc: 200 Wp
  • napięcie obwodu otwartego: 44,65 V
  • prąd zwarcia: 6,22 A
  • napięcie w punkcie pracy maksymalnej: 36,0 V
  • prąd w punkcie mocy maksymalnej: 5,56 A
  • temperaturowy współczynnik napięcia β: -0,42%/oC
  • minimalna temperatura pracujących ogniw: -25oC
  • maksymalna temperatura pracujących ogniw: +70oC
  • temperatura modułu w warunkach STC: +25oC
  • różnica temperatur ΔTmin = 50oC
  • różnica temperatur ΔTmax = 45oC

 

Dane wejściowe DC przykładowego falownika:

  • maks. moc generatora fotowoltaicznego: 5500 W
  • minimalne napięcie: 100 V
  • maksymalne napięcie: 600 V
  • napięcie startu: 125 V
  • zakres napięcia MPP: 110–500 V
  • napięcie nominalne: 365 V
  • ilość MPPT: 2

 

Maksymalną liczbę modułów, którą możemy połączyć szeregowo do jednego z wejść falownika, obliczamy z zależności:

 

Z kolei minimalną liczbę modułów możemy obliczyć w następujący sposób:

 

Obliczoną wartość maksymalnego stringu modułów zaokrąglamy w dół (nasz system będzie mógł mieć ich 11), natomiast wartość minimalną zaokrąglamy w górę (co oznacza, że trzeba zastosować minimum 4 moduły PV).

Jako konfigurację stringu przyjmujemy 9 modułów połączonych szeregowo i wpiętych do każdego z gniazd MPPT.

 

 

Rys. 7. Napięciowy zakres pracy falownika w odniesieniu do napięcia łańcucha 9 modułów PV

Podsumowanie – perspektywy rozwoju fotowoltaiki

W 2020 r. kryzys w branży fotowoltaicznej nie jest bardzo odczuwalny. Tylko w pierwszym kwartale do sieci przyłączono ponad 43 tysiące instalacji, natomiast na koniec lipca moc zainstalowana w systemach PV wynosiła już 2,26 GW. Dla przypomnienia do 2020 r. w polskim systemie elektroenergetycznym było przyłączonych około 1,3 GW mocy. Oznacza to, że wciągu 7 miesięcy doszło niemal 1 GW. Dzięki temu możemy przypuszczać, że i w tym roku padną kolejne rekordy.

 

Czynnikami rozwojowymi są głównie oferowane systemy wsparcia takie jak dofinansowania. Obecnie można starać się o środki pieniężnie z kilku ogólnokrajowych programów takich jak np. „Mój prąd”, „Czyste powietrze” czy „Ulga termoizolacyjna”. Wsparcie takie może być udzielone w postaci bezzwrotnej dotacji, niskooprocentowanej pożyczki lub zwrotu podatku. Ostatnie nowelizacje prawa energetycznego i ustawy o OZE przyniosły również korzyści – prosumentami zostali przedsiębiorcy (po spełnieniu określonych kryteriów), planowane jest również wprowadzenie definicji tzw. prosumenta zbiorowego. Dzięki temu zapisowi posiadaczem instalacji fotowoltaicznej będzie mógł się stać nie tylko właściciel domu jednorodzinnego lub gruntu, gdzie można ją zamontować, ale też osoba lub grupy osób nieposiadające odpowiednich warunków do montażu modułów.

 

Literatura

  1. Raport SBF Polska PV o rynku instalacji fotowoltaicznych w Polsce w 2019 roku (polskapv.pl).
  2. Szymański B., Instalacje fotowoltaiczne, GLOBEnergia sp. z o.o., Kraków, 2017.
  3. ec.europa.eu/jrc/en/pvgis
  4. sma.de/en/products/solarinverters.html
  5. Sibiński M., Znajdek K., Przyrządy i instalacje fotowoltaiczne, Wydawnictwo Naukowe PWN, Warszawa, 2016.
  6. Zeszyt fachowy – Fotowoltaika, Katalog Viessmann, 2018.

 

mgr inż. Kamil Parfianowicz

Politechnika Rzeszowska

Wydział Elektrotechniki i Informatyki

Katedra Energoelektroniki i Elektroenergetyki

 

Artykuł zamieszczony w Przewodniku Projektanta wyd. 4/2020.

 

Zamów kolejne wydanie publikacji, zawierającej zagadnienia m.in. dot. formatów OpenBIM, cyfryzacji procesu budowlanego, ogrzewania płaszczyznowego, stropów, a także budownictwa drogowego

 

 

Sprawdź też: Produkty budowlane

 

www.facebook.com

www.piib.org.pl

www.kreatorbudownictwaroku.pl

www.izbudujemy.pl

Kanał na YouTube

Używamy cookies i podobnych technologii m.in. w celach: świadczenia usług, reklamy, statystyk. Korzystanie z witryny bez zmiany ustawień Twojej przeglądarki oznacza, że będą one umieszczane w Twoim urządzeniu końcowym. Pamiętaj, że zawsze możesz zmienić te ustawienia. Szczegóły znajdziesz w Polityce Prywatności.