Загуби в слънчевите електроцентрали

[Mateev]

Темата за загубите (при преобразуване на слънчевата радиация в електрически ток) е сравнително слабо засегната до момента. Затова реших да внеса малко светлина и по този изключително важен аспект.

Всеки инвеститор се интересува основно от периода за възвръщане на инвестицията. И той може да бъде сметнат много лесно, ако се знаят приходите и разходите. И ако разходите са напълно ясни още на етап планиране (ако имате оферта), то с приходите не е така. Всички знаят каква е изкупната цена в момента и каква се очаква да бъде в следващите 12 години. От соларния одит се знае и слънчевата радиация за даденото конкретно място. Но каква част от тази радиация ще се превърне в електроенергия все още не е напълно ясно. Всички са наясно, че има загуби. Но колко са те? Естествено в процеса на проектиране размера на загубите ще бъде изчислен с възможно най-голяма точност. Но за да започнете проектиране, вие вече ще трябва да заплатите голяма сума. И чак след това постфактум ще разберете, че инвестицията ви е неефективна.

Затова с следващите постинги ще се опитам да ви ориентирам за вида и размера на очакваните загуби. По този начин ще се опитам да ви помогна да си направите сравнително точен бизнес-план, без да сте дали и една стотинка.

[Mateev]

Първо трябва да знаете как се сумират различните загуби. Ако имаме само два вида загуби от по 5%, то общата загуба е 9.75, а не 10%. Това е така, защото се предполага че загубите са последователни. Първия фактор намалява ефективността от 100 на 95%. Втория фактор намалява с още 5%, но вече на база остатъка, който е 95, а не 100%.

С две думи:
1. Преобразувате загубите в ефективност. Например 5% загуба означава 95% ефективност на дадения компонент.
2. Умножавате всички ефективности.
3. Получавате общата ефективност, от която вече можете лесно да определите общите загуби.

НАПРИМЕР:
Имаме 3 загуби: 3%, 5%, 8%
Следователно трябва да умножим 3-те ефективности: 97%, 95% и 92%.
Общата ефективност ще е 0.97*0.95*0.92 = 0.84778 или 84.778%.
Следователно общата загуба ще е 15.222%.

След като вече знаете това, можем да започнем в следващите постинги да обсъждаме различните видове загуби. И всеки от вас ще може да прецени какъв е този процент при него съобразно неговите конкретни условия.

Ще изреждаме загубите в тяхната последователност, започвайки от слънцето и стигайки до електромера.

И така:
Слънчевата радиация, излъчена от слънцето, не е константна величина. Тя се мени във времето в резултат на слънчевата активност (слънчеви петна или слънчеви протуберанси). Освен това разстоянието между земята и слънцето също се мени в малки граници, защото орбитата е леко елипсовидна. Тези два фактора се сумират и в резултат се получава така наречената СОЛАРНА КОНСТАНТА (която вече разбрахте, че не е никаква константа).

Соларната константа е количеството слънчева радиация върху 1 квадратен метър повърхност, перпендикулярна на слънцето и разположена високо над земната атмосфера.

В литературата ще срещнете стойности от порядъка на 1364-1368 W/m2. Но това са средни стойност. В действителност соларната константа се променя от 1321 (юли) до 1412 (декември) W/m2. Освен това се променя и през годините. По-долу показваме графика, в която се вижда размера на тези промени.



От картинката се вижда цикличния характер на средните стойности и техните вариации (с жълт цвят). Трябва да знаете, че всички модели отчитат годишната цикличност на соларната константа, защото тя зависи от разстоянието между земята и слънцето в различните точки на орбитата. Това разстояние е изчислимо. Но не може да се каже същото за флуктуациите на картинката по-горе. Те имат случаен характер, което означава, че не могат да бъдат предвидени. И естествено моделите не се съобразяват с тях. Но това води до една неопределеност от порядъка на +/-7/1366 или +/-0.5%.

Тази неопределеност от 0.5% може да бъде разглеждана и като първата загуба (при песимистичния вариант на бизнес плана).
Вярно е, че е много малка, но почакайте да видите колко много такива ще се навъдят.

[Mateev]

Продължаваме нататък. Слънчевата радиация преминава през атмосферата и достига до земната повърхност. Загубите при преминаване през атмосферата са много на брой и разнообразни по характер. Има както отражения, така и загуби с различен размер в различните части на спектъра. Да не говорим за прозрачност на въздуха и дебелина на въздушния слой при различни ъгли на падане. Освен това тука се намесват и облаци, мъгли, валежи и т.н. И не на последно място - има голям разброс между отделните години, достигащ до +/-20%. Въобще пълен хаос.

На пръв поглед задачата за определяне на загубите при преминаване на слънчевата радиация през атмосферата е неразрешима. Но в действителност това не е така. Бурното развитие на електрониката и компютърната техника през последните 40-50 години направи революция във възможностите на човечеството да прогнозира с много висока степен на точност различните атмосферните процеси. За това спомагат и натрупаните колосални бази данни от десетки хиляди МТО станции по целия свят. Към тях прибавяме и 40 години сателитни наблюдения на почти всяка една точка от земното кълбо (да благодарим на военните). И не на последно място - директни измервания на слънчевата радиация на повърхността на земята, които през последните 10-15 години придобиват масов характер. С две думи - море от данни. В същото време бурното развитие на компютрите даде инструмент, с който могат да се обработват тези данни. И всичко това доведе до създаването на модели, които могат с много висока точност да определят каква е средногодишната слънчева радиация на всяка една точка от земното кълбо. Тези модели са вградени в разни умни програми от типа на METEONORM. И ние можем с няколко чуквания на мишката да получим необходимата информация. Но за да имаме полза от тази информация, трябва да оценим нейната точност или с други думи трябва да сме наясно каква е неопределеността, за да я заложим като евентуални загуби в песимистичния вариант на бизнес-плана.

За по-любопитните публикуваме кратка теория на моделите, заложени в програмата METEONORM.

[Mateev]

Няма да се задълбочаваме по-нататък. Ясно е, че METEONORM е последен писък на модата, обединяващ в себе си най-добрите научни достижения до момента в областта на атмосферното моделиране. Освен това разполага с най-добрата и най-пълната база данни. И да искаме, по-добро не можем да намерим.

Но тука има една особенност:
Моделите на METEONORM ще ни дадат качествени данни, ако в България има достатъчно много МТО станции. Но през социализма това не е било така. Броят на МТО станциите на единица площ в България е бил много по-малък от този в Западна Европа. И освен това никой не се е хабил да измерва слънчевата радиация. Едва в последните няколко години са открити много нови станции, в това число и любителски. И много от тях вече имат и датчици за слънчева радиация. Но за съжаление не са се натрупали достатъчно на брой години, щото тези замервания да имат някаква сериозна статистическа тежест. Всичко това означава, че данните за България, получени от METEONORM, ще са с по-голяма грешка, отколкото данните за Германия или Франция например.

Колко е тази грешка?

По-долу директно публикувам текст от HELP-а на METEONORM:

How precise is METEONORM?

Owing to the comprehensive framework chosen for the present edition, certain inconsistencies could not be avoided. However, it is always possible to establish which data basis and algorithms were used. Differences between the various data bases and algorithms may be summarized as follows:

. Quality of basis data:
The radiation data was subjected to extensive tests. The error in interpolating the monthly radiation values was 9%, and for temperature 1.5°C.

. Climatic variations:
The METEONORM radiation data base is based on 20-year measurement periods, the other parameters mainly on 1961-90 and 1996-2005 means. Comparisons with longer term measurements show that the discrepancy in average total radiation due to choice of time period is less than 2% for all weather stations.

. Computational models:
The models used in METEONORM are designed to calculate radiation on inclined surfaces and additional parameters. One or more models are used depending on data basis. If the results are to be passed on for further processing, the data basis and models used should be specified to ensure that the results are correctly interpreted.

. In general, the hourly model tends to overestimate slightly the total radiation on inclined surfaces by 0-3% (depending on model). The discrepancy compared to measured values is ±10% for individual months and ±6% for yearly sums.

It is important for users of METEONORM to be aware that the data basis and computational models only approximate the real situation. Notwithstanding this, the variation in measured total radiation between one year and another is greater than the inaccuracy in the models.

От текста по-горе става ясно, че максималната грешка е ±10% за индивидуалните месеци и ±6% за годишните суми.

СЛЕДОВАТЕЛНО:
В песимистичния вариант ние трябва да очакваме с 6% по-малка средногодишна слънчева радиация, а в оптимистичния - с 6% по-голяма от това, което изчисли METEONORM за вашето място.

Все пак това с ±6% важи за всяка една точка от земята, включая и за такива, при които най-близката МТО станция е на хиляди километри. В България МТО станциите са доста по-наблизо и би могло да се очаква по-малък процент на грешката. Може би ±4% или даже ±3%. Нека всеки сам да си реши за себе си. Аз лично при проектиране използувам ±5% и това число го цитирам навсякъде по форумите и в личните си срещи. По-висока точност (±4%) има в околностите на градовете и местностите с дългогодишни МТО станции (но без датчик за слънчева радиация). Става въпрос за Ботев връх, Черни връх, връх Мусала, Бургас, Велико Търново, Видин, Враца, Елхово, Лом, Ловеч, Пловдив, Разград, Свищов и Шумен. И най-висока точност (±3%) можем да очакваме за градовете, в които има МТО станции с датчици за слънчева радиация. Това са Варна, Кърджали, Плевен, Сандански, София и Чирпан. В пограничните региони на страната може да се разчита на по-висока точност, ако наблизо има чуждестранна МТО станция с датчик за слънчева радиация. В околностите на България това са Скопие, Букурещ, Крайова, Неготин и Прищина. Също така МТО станции без датчик за слънчева радиация има и в Александрополис, Куприя, Димитровград, Крушевац, Ниш, Едирне и Кавала.

Отделих толкова много внимание на този аспект, защото в практиката си се сблъсках с много ентусиасти, които живееха с мечти за някакви невероятни слънчеви радиации на базата чул, видял, прочел или даже премерил за няколко месеца. Даже и да сте премерили някаква радиация с вашата МТО станция, то става въпрос за месеци или най-много за 1-2 години. Но тези замервания нямат статистическа стойност поради малката им продължителност. Затова към момента данните на METEONORM си остават единствения сигурен и възможно най-точен източник на данни за слънчевата радиация.

[Mateev]

Продължаваме със загубите. Следващия фактор, който може да ви донесе загуби е неоптималния наклон на модулите или неоптималната ориентация.

ОРИЕНТАЦИЯ НА МОДУЛИТЕ

За всички е ясно, че модулите трябва да са ориентирани на юг. И то на юг спрямо компаса, а не спрямо плановете на земеразделянето (които са посукани още от Живково време). Но ориентация към чистия юг имаме само тогава, когато хоризонта е чист. Ако има някакви засенчвания от хоризонта, то тогава оптималната ориентация може да се различава от посоката на чистия юг. За централи на земята е ясно - ще ги ориентираме на там, накъдето трябва. Но не стои така въпроса с централи по покривите на сградите. Покрива е някаква даденост и в общия случай ориентацията на покрива се различава от чистия юг (пак заради кривите планове на земеразделянето). Затова възниква въпроса:

Колко са загубите на енергия, ако ориентацията се различава от чистия юг?

За наша най-голяма радост се оказва, че даже и сравнително големи отклонения от чистия юг нанасят сравнително малки загуби. По-долу публикувам конкретни данни за модули с наклон 30 градуса в региона на гр. Габрово. Радиациите в други региони на България може и да са различни, но процентите на загубите при съответните ъгли ще са същите.

Чист юг - 1480 kWh/m2
±05 градуса - 1478 kWh/m2 или загуба от 0.1%
±10 градуса - 1474 kWh/m2 или загуба от 0.4%
±15 градуса - 1468 kWh/m2 или загуба от 0.8%
±20 градуса - 1461 kWh/m2 или загуба от 1.3%
±25 градуса - 1452 kWh/m2 или загуба от 1.9%
±30 градуса - 1440 kWh/m2 или загуба от 2.3%
±35 градуса - 1427 kWh/m2 или загуба от 3.6%
±40 градуса - 1412 kWh/m2 или загуба от 4.6%
±45 градуса - 1396 kWh/m2 или загуба от 5.7%

Явно чистия юг не е чак толкова важен. Дори и груби грешки в ориентацията нанасят сравнително малки щети под формата на загуби. Защо се получава така? Ами защото лятно време, когато е най-силната радиация, слънцето изгрява и залязва зад модулите. Това означава, че имаме запас от неусвоена директна радиация както сутрин, така и вечер. И едно евентуално посукване на модулите например на запад води до загуба на сутрешна радиация, но тя се компенсира от допълнителната вечерна радиация. Дефакто грешки в ориентацията от ±20 градуса не водят до загуби на енергия, по-големи от 1%.

ОПТИМАЛЕН НАКЛОН НА МОДУЛИТЕ

А как стои въпроса с оптималния наклон на модулите? Тука също е ясно, че оптималния наклон зависи от региона и от засенчването на хоризонта. И точната стойност се смята в процеса на проектиране за всеки един конкретен случай. Но дали наклона е чак толкова важен, щото предварително да даваме пари за проект или за слънчевоенергиен одит? За да си изясните това, погледнете данните по-долу. Пак са за региона на Габрово, но процентите важат за цяла България.

Наклон 15 градуса - 1421 kWh/m2 или загуба от 4.2%
Наклон 20 градуса - 1449 kWh/m2 или загуба от 2.3%
Наклон 25 градуса - 1468 kWh/m2 или загуба от 1.0%
Наклон 30 градуса - 1480 kWh/m2 или загуба от 0.2%
Наклон 32 градуса - 1482 kWh/m2 или загуба от 0.1%
Наклон 34 градуса - 1483 kWh/m2 - оптимален наклон
Наклон 36 градуса - 1482 kWh/m2 или загуба от 0.1%
Наклон 38 градуса - 1481 kWh/m2 или загуба от 0.1%
Наклон 40 градуса - 1478 kWh/m2 или загуба от 0.3%
Наклон 45 градуса - 1464 kWh/m2 или загуба от 1.3%
Наклон 50 градуса - 1443 kWh/m2 или загуба от 2.7%

Какво излиза? Наклона на модулите също не е чак толкова важен. За Габрово оптималния наклон е между 33 и 35 градуса. Но в диапазона от 30 до 40 градуса загубите са само 0.3%, а в диапазона от 25 до 45 градуса са максимум 1.3%.

ИЗВОДИ:

Както ориентацията на модулите, така и техния наклон, не са чак толкова критични параметри, стига да не се допускат груби грешки. Това означава, че централи спокойно могат да се правят по покривите на сградите дори и тогава, когато покрива е с неподходящ наклон или ориентация.

[Mateev]

Темата за загубите е огромна и имам да пиша по нея още няколко дни. Но за тази нощ приключвам и ще отида да дремна малко. Ако имате някакви въпроси по материала до момента, можете да ги задавате.

[stoqn]

Искам да попитам колко са загубите от отражение на покритието на модумите или те са пренебрежимо малки.Струва ли си да сложим кабели с по голямо сечение за да намалим загубите по кабелите.

[Lupus]

Като гледам тия данни за загубите от ориентацията и наклона и като се вземат в предвид ивестициите за сложни насочващи системи, май ми се струва че те са повече вредни. Отслабва се конструкцията, зависимостта от вятъра силно нараства. А оптимизирането на загубите може да се прави няколко пъти в годината с ръчно насочване.
Интересно е да се направи съпоставка кога загубите от недотам точното насочване биха се изравнили с инвестицията за компенсирането им и кога тази инвестиция ще стане печеливша.

[Mateev]

Искам да попитам колко са загубите от отражение на покритието на модумите или те са пренебрежимо малки. Струва ли си да сложим кабели с по голямо сечение за да намалим загубите по кабелите.

За загуби в кабелите ще говорим по-нататък. Искам да спазвам някакъв ред. Засега ще се спрем на

ЗАГУБИ ОТ ОТРАЖЕНИЕ

Загуби от отражение няма, когато слънцето е перпендикулярно на равнината на модулите. При 2-axis позиционерите това наистина е така. Но при статичните конструкции има загуби и те нарастват с нарастването на ъгъла на слънцето спрямо равнината на модулите. Също така има и други загуби, свързани с наклона на слънцето и повърхността на клетките. Общия термин за всички тези загуби е IAM Losses (Incidence Angle Modifier Losses). За да не си играя да преписвам и превеждам, директно ви публикувам оригиналния текст от HELP-а на PVSYST.



А ето как се променя коефициента IAM във функция от ъгъла на слънцето спрямо модулите:



А колко са все пак средногодишните IAM загуби? Ами при симулация на тестовите централи в Габрово се получи IAM = 3.2%. Подобна стойност ще е и за всички останали централи в България, монтирани на статични конструкции.

[Mateev]

Като гледам тия данни за загубите от ориентацията и наклона и като се вземат в предвид ивестициите за сложни насочващи системи, май ми се струва че те са повече вредни. Отслабва се конструкцията, зависимостта от вятъра силно нараства. А оптимизирането на загубите може да се прави няколко пъти в годината с ръчно насочване.
Интересно е да се направи съпоставка кога загубите от недотам точното насочване биха се изравнили с инвестицията за компенсирането им и кога тази инвестиция ще стане печеливша.

Полза от позиционерите все пак има, и то голяма. Безспорен е факта, че те дават някакво допълнително количество електроенергия. Друг е въпроса колко е това количество. Друг е и въпроса дали това количество допълнителна електроенергия изплаща инвестицията в позиционера и главоболията и разходите по поддръжка. Темата е много обширна и по нея трябва да се направи специален финансово-икономически анализ. Но да го оставим това за друг път. В момента сме се захванали да си изясняваме различните видове загуби при преобразуването на слънчевата радиация в електроенергия.

[Mateev]

ЗАГУБИ ОТ ЗАСЕНЧВАНИЯ

Това са най-опасните загуби за една слънчева електроцентрала. Засенчванията са 3 вида:
- от хоризонта
- от близки обекти
- взаимни засенчвания между редовете от модули или между позиционерите

ЗАСЕНЧВАНИЯ ОТ ХОРИЗОНТА

За засенчванията от хоризонта сме писали много и няма да се повтаряме. Нулеви засенчвания има само в открито море. При реалните електроцентрали на земята или по покривите винаги има някакви засенчвания от хоризонта. И единствения начин да се определят тези засенчвания е замерване на място с теодолит. След това ъглите се въвеждат в модела и се смятат загубите. За да си направите обаче груба преценка, ще цитирам някои стойности на загубите:
1. При чист на пръв поглед хоризонт засенчванията не надхвърлят 1%.
2. При ниски и далечни баири на изток и на запад засенчванията от хоризонта не надхвърлят 2%.
3. При ниски и близки баири на изток и на запад засенчванията не надхвърлят 3%.
4. При сравнително високи и близки баири на изток и на запад загубите от засенчвания рядко надхвърлят 5%.
5. При много тежка ситуация с високи и близки баири (каквато е при тестовите централи в Габрово), засенчванията не надхвърлят 12%. Клиентите, които са ми идвали на гости, са видели реалната ситуация. По-тежка не може и да бъде. Но факта, че централите са в охраняем двор, натежа над факта, че ще има загуби. Дефакто загубите на PV01 са около 12% в годишен план. На PV06, PV07 и PV08 - около 7-8%. Но тези 3 централи са само временно на това място. Всички останали централи са изтеглени назад и техните загуби не надхвърлят 5-6%.

С две думи: 99.9% от територията на страната е подходяща за слънчеви сентрали и загубите от засенчване на хоризонта са сравнително малки. И за да си натресете големи загуби от хоризонта, трябва наистина да допуснете много груба грешка в разположението, с близки и високи скали в източна, южна и западна посока. Такъв например е случая с централата в с. Средногорци.

ЗАСЕНЧВАНИЯ ОТ БЛИЗКИ ОБЕКТИ

Този вид засенчвания възникват тогава, когато някой много близък обект засенчи само част от модулите на централата. Става въпрос за дървета, комини, колове на огради, постройки, гръмотводи, стълбове и жици на далекопроводи и т.н. Тези засенчвания са най-опасни дотолкова, доколкото са трудно изчислими. Те засенчват само отделни модули и стрингове и сянката пълзи през тях. Не е възможно да се използуват обобщени модели. Единствения начин е да се направи пълна триизмерна карта на околността на централата. Но това е колосален труд, защото включва определянето на стотици точки с координати X, Y и Z. След това трябва да се направи и модел с конкретното разположение на модулите (също триизмерно със стотици опорни точки). При това трябва да се въведе и стринговата организация. И след това трябва да се проиграе цялата година минута по минута и за всяка минута се изчислява пълната картинка със стотици параметри. И резултатите са буквално непредсказуеми. А да се направи оптимизация на разположението на модулите, в търсене на комбинация с минимално засенчване от близки обекти, е още по-трудно. То включва цялата горна работа, изпълнена поне 10-20 пъти. И естествено целия този труд трябва да бъде заплатен от инвеститора. Затова нашите горещи препоръки са следните: Избягвайте поставянето на централи на места, върху които има засенчвания от близки обекти. Защото има голяма вероятност да дадете много пари за проектиране и оптимизиране и в резултат на всичко това само ще научите, че мястото е неподходящо.

ВЗАИМНИ ЗАСЕНЧВАНИЯ МЕЖДУ РЕДИЦИТЕ МОДУЛИ ИЛИ ПОЗИЦИОНЕРИ

Такива засенчвания също не могат да бъдат избегнати, защото сутрин и вечер слънцето е ниско над хоризонта и прави много дълги сенки. Следователно взаимни засенчвания има винаги, но те могат да бъдат оптимизирани по някакъв критерий. Например минимум на сумата от разходите за земя и кабели + стойността на загубената от засенчване електроенергия за следващите 10 години. Това е един доста добър критерий за оптимизация. Самата оптимизация се извършва сравнително лесно. Правят се десетина варианта на проекта и чрез дихотомично търсене се намира оптимума по зададения критерий. За практически нужди и за предварителни разчети използувайте числото 3-4% като ниво на загубите от взаимни засенчвания.

[Mateev]

ЗАГУБИ ОТ ОТКЛОНЕНИЯ СПРЯМО СТАНДАРТНИЯ СПЕКТЪР АМ 1.5

По време на производството модулите се тестват с еталонни установки, осигуряващи стандартен спектър на радиацията АМ 1.5. Но в реалността модулите са подложени на радиация с параметри (спектър), многократно различаващи се от АМ 1.5. При това положение те работят с волтамперни характеристики, различаващи се от еталонните такива. По препоръка на PV*SOL за региона на Централна Европа се въвежда коригиращ фактор (загуби) с ниво 2%. За Източна Европа нямаме информация, но съм склонен да си мисля, че положението няма да е много по-розово.

[stoqn]

В книгата на Райна Младенчева "Фотоволтаични Генератори" се обръща особено внимание на топлинния коефициент на панелите.Там се посочва че панелите е хубаво да се разположат близо до водоем заради естественото охлаждане от сутришни и вечерни бризове.Споменава се че водните пари спират част от UV лъчите и това води до по-малко нагряване на панелите , а от там и по високо КПД.Въпроса ми е заслужава ли си наистина разполагането на централата в близост до водоем с цел по-малко загуби , а от там и по-високо КПД на цялата централа.

[Mateev]

ЗАГУБИ ОТ ПРОИЗВОДСТВЕН РАЗБРОС

Този вид загуби има 2 компоненти:
- информационна
- вероятностна

ИНФОРМАЦИОННА КОМПОНЕНТА

Под информационна компонента разбираме загубите, които ни се причиняват от некоректно отношение на производителите при обявяване на истинската мощност на модулите. По принцип потребителя не притежава еталонна измервателна апаратура и не може да проконтролира каква е реалната мощност на модулите, които е закупил. Производителя знае това и може да се възползва от този факт. При това може да го направи честно и без угризения на съвестта. Което означава, че го прави със сигурност!!! Обратното означава подаряване на пари на клиентите. Нима ще го повярвате?

Как става номера с честната измама? Ами много лесно. На гърба на модула има залепен етикет с мощността и допустимия диапазон. И ако производителя е честен, то тогава една репрезентативна статистическа извадка от модули с дадена мощност би трябвало да покаже нормално разпределение в рамките на диапазона, със средна стойност, равна на обявената мощност. Тоест всички модули са в диапазона, като основната част си отговаря на мощността или е близко до нея и само малка част от модулите са по периферията на диапазона. Но в действителност това не е така. Има много статии в Интернет, в които се критикува един или друг производител, че продаваните от него модули са с разпределение в долната част на диапазона. Дефакто производителя не е излъгал. Всички модули са вътре в диапазона. Но болшинството от тях са в неговия долен край. Това означава, че клиента купува например 180Wp модули, но реално получава 180 - 3% = 174.6Wp. За груба оценка на този вид загуби използувайте числото 2-2.5%.

Тука трябва да отбележим, че има и честни производители. Ще ги разпознаете по това, че те обявяват мощността си с несиметрични диапазони с преобладаваща положителна част. Например -0%/+5%. Или -5%/+10%. При такова обявяване вие можете да сте сигурни в обявената мощност, дори и пак да се окаже, че разпределението е в долния край на диапазона.

ВЕРОЯТНОСТНА КОМПОНЕНТА

Тази компонента е най-неприятната. Всички знаем, че има производствени разброси както в силициевите клетки, така и в самите модули. Също така знаем, че тока на целия стринг е равен на тока на най-лошата клетка в най-лошия модул. Когато закупуваме модули, една част от тях ще задължително ще бъдат с мощности в най-долния възможен край на диапазона. И съгласно теорията на вероятностите, във всеки един наш стринг най-вероятно ще попадне поне по 1 модул с възможно най-лоши характеристики. И този модул ще ограничи тока (а от там и мощността) на целия стринг. И стринга ще работи така, както би работил ако е изграден само от лоши модули. Тоест малкото модули с лоши параметри в нашата извадка тотално ще влошат мощността на всеки един стринг и на централата като цяло.

Колко е рамера на вероятностните загуби? Ами отговора е сравнително труден, защото все пак говорим за вероятности с неизвестни разпределения. Но ако сумираме информационната и вероятностната компонента на производствените разброси, можем смело да твърдим, че сумарните загуби са равни точно на размера (по абсолютна стойност) на долния диапазон на обявения от производителя разброс. Тоест при масовите моно и поли-кристални модули числото на загубите е точно 3%. И залагането на по-ниски загуби е само израз на неоправдан оптимизъм.

Между другото PV*SOL също се съобразява с този вид загуби, но е оставил на потребителя сам да реши какви са те. По Default в полето е въведено 2%. А в HELP-a се препоръчват стойности от 1 до 5%. Нулева стойност не се препоръчва. Това означава, че германците също са пределно наясно с честността на собствените си производители.

PVSYST отиват още по-напред в изчисляването на тези загуби. При тях директно се изчисляват стандартните отклонения от еталонната характеристика на модулите и после се смята поведението на общата волтамперна характеристика на стринга. Това е доста по-точен метод, но той разчита на честността на производителите и взема впредвид само производствените разброси, като при това предполага, че разпределението е нормално. При симулация по този метод за PV01, изпълнена с модули Kaneka, PVSYST ми изчисли загуби от производствени разброси в размер на 3.2%. Само че терминологията, която те използуват е "Array Quality Loss", което всъщност си е същото, за което говорим и ние.

[Mateev]

В книгата на Райна Младенчева "Фотоволтаични Генератори" се обръща особено внимание на топлинния коефициент на панелите.Там се посочва че панелите е хубаво да се разположат близо до водоем заради естественото охлаждане от сутришни и вечерни бризове.Споменава се че водните пари спират част от UV лъчите и това води до по-малко нагряване на панелите , а от там и по високо КПД.Въпроса ми е заслужава ли си наистина разполагането на централата в близост до водоем с цел по-малко загуби , а от там и по-високо КПД на цялата централа.

Аз също съм чел книгата и моето лично мнение е, че този пример е меко казано неудачен. Най-малкото не е подкрепен с конкретни цифри (соларни и икономически разчети) за възможните алтернативните варианти.

Моите разсъждения са следните:
Поставянето на модулите на брега на водоем със сигурност ще намали температурата на тяхната повърхност. Но въпроса е с колко ще я намали? Един градус, 2 градуса или 5 градуса. За 10 градуса според мене е смешно да се говори. Все пак потока влажен и леко хладен въздух, който ги обтича благодарение на близкия водоем, е със смешна скорост. Много по-висока е скоростта на топлия вятър, който лятно време е със средна скорост от поне 5 километра в час. Така че е спорен въпроса кое ще надделее. Но дори и да приемем, че има непрекъснат поток от хладен въздух от водоема към модулите, то пак говорим за намаляване на температурата само с няколко градуса. Което означава, че ще повишим мощността само с около 1-2%. Което си е смешно в предвид на значителните допълнителни разходи за изграждането на този вариант. Само кабелите ще са поне 2-3 пъти по-вече, отколкото при компактното изпълнение на централата. Да не говорим за охраната и видеонаблюдението, които ще са силно затруднени. Ако трябва да се прави и ограда, то инвестицията ще стане златна. Пък и конструкцията, предложена в книгата, е сравнително скъпа. Къде ще му излезе сметката за всеки един божи модул да се копае отделна дупка, да се поставя кол и да се излива бетон. Има и други недомислици, но не му е тука мястото да правя критики.

Според мене това, което е написано в книгата, е само една теоретична разработка или игра на мисълта, с която се цели подкрепата на някаква непроверена теза. И нищо повече. Дефакто идеята няма реално практическо приложение, защото една икономическа обосновка най-вероятно ще я отхвърли като неефективна и неприложима. И ще остана безкрайно учуден, ако такава централа наистина е реализирана.

ПС: Все пак това е мое лично мнение. Аз също не цитирам цифри и не съм разработвал алтернативни варианти. Но имам богат опит в изчисления и оптимизации на окабеляването на различни централи и знам колко голям проблем е да се икономиса всеки един метър кабел (както заради цената, така и заради допълнителните загуби). И на фона на всичко това в проекта с водоема виждам едно изключително голямо пилеене на скъп проводник и на загуби в него, което в никакъв случай не се компенсира от допълнително получената електроенергия.