СТС Солар АД

В таблицата по-долу е дадено сравнение на количествата произведена електроенергия от две фотоволтаични електроцентрали изградени с PV модули, произведени по различни технологии от раазлични поколения, инсталирани в гр. Русе. Географската близост давете централи дава възможност за директно сравнение на получените резултати.

Анализа на получените данни дава много интересни поводи за размисъл, а именно - ТЪНКОСЛОЙНИТЕ МОДУЛИ произведени от аморфен силиций по технилогия Tandem Junction, ПРОИЗВЕЖДАТ око 12.78% ПОВЕЧЕ ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЯ от инсталиран kWp в сравнение КРИСТАЛНИТЕ. ФАКТ !

Интересно, наистина. Ще следя темата с интерес.

казваш че ефективността на инверторите се различава с 6%, но коя ефективност? пикова? средна? ако е средна - за какъв период и при какви натоварвания?

според мен си направил прибързан извод. това което се вижда от производството е 6.7% превъзходство на a-Si T, което е логично имайки предвид по-ниската ефективност.

и още една забележка - всички силициеви технологии имат положителен температурен коефицент. само CdTe имат отрицателен което ги прави подходящи за горещ климат.

Силно изкривена информация и лошо направени изводи. За да имаме база за сравнителен анализ, трябва всички останали фактори да са ЕДНАКВИ, а това в случая не е така.

1. Еднакви ли са контурите на хоризонта?

2. Еднакви ли са близките засенчващи обекти? При ZITA например има засенчване от големите буквите ЗИТА, сложени непосредствено над модулите. От това засенчване единия инвертор винаги работи на половин мощност.

3. Еднакви ли са взаимните засенчвания между редовете с модули? В ЗИТА Русе първите 4 реда са с междуредово разстояние съвсем по ръба, заради малката площ на покрива. По другите централи има ли редове или са на една цяла плоча?

4. Еднаква ли е ориентацията на централите? В ЗИТА Русе например сградата е с ориентация 17 градуса на югоизток.

5. Еднаква ли е дължината и сечението на DC кабелите?

6. Еднаква ли е ефективността на инверторите? В ЗИТА например има 2 вида инвертори с две различни ефективности - трансформаторни и безтрансформаторни.

7. Изчакахте ли да се навърши една пълна година, за да минат всички метеорологични сезони?

Според мене е твърде рано да се правят каквито и да било изводи. Първо трябва да изчакаме да мине и летния сезон и второ - дайте подробни данни за вашата централа, нодули, инвертори, окабеляване, разположение, ориентация и въобще абсолютно всичко. Идеята е да се опитаме да изключим всички други фактори, които влияят на електропроизводството, и чак тогава можем останалото да го припишем на модулите.

Предлагам да направим следното:
1. Вие давате подробни данни за вашите централи
2. Аз давам подробни данни за ЗИТА Русе
3. Правим сметки и изключваме процентите на външно влияние
4. Наблюдаваме трите централи месец по месец и си вадим ПРАВИЛНИТЕ ИЗВОДИ.

Направих си труда да събера и систематизирам всички достъпни данни за електропроизводството на слънчевите централи в България. Изтеглете си файла и го разгледайте. От него могат да се направят много анализи и много изводи. Когато ми остане време, ше направя сравнителен анализ на твърдението за електрорпоизводството на различните технологии модули по русенските централи.

Засега умолявам всички, които имат някаква допълнителна информация за българските централи и тяхното електропроизводство, да я предоставят за публичен достъп. Идеята е да разширим този файл и в бъдеще да го поддържаме с новопостъпилата информация. Така всички ще имат достъп до данните и ще могат да си правят собствени изводи.

Също така ако някой направи някаква обработка и достигне до някакви изводи, може да ги публикува в тази тема.

В приложения файл можете да намерите по-подробни данни за тестовата централа в гр. Русе.

Ще се опитам да дам малко отговори във връзка с питането на DanielDimov:

1. Не мога да разбера от къде правите така очевидна връзка между ниската ефективност (КПД) на PV панелите и тяхното по-високо електропроизводство.

2. Ефективността на фотоволтаичен панел (КПД) се дефинира като отношение между моментната мощност на слънчева радиация попадаща върху панела съотнесена към моментната мощност на произвежданото електричество. Производителите дефинират този параметър при тъй наречените стандартни тестови условия (STC). Тези параметри се описват от производителите като коефиценти описващи фунцията на съответното изменение. Моментната стойност на мощността на електричеството, произвеждано от PV панел в реални условия се дефинира като математическа сума между всички моментни стойности на вздействията, имащи отношения към електропроизводството. Положителни стойности имат параметрите повишаващи електропроизводството, а отрицателни, съответно параметрите намаляващи електропроизводството. При PV панелите реализирани с PV елементи от кристален силиций (MONO или POLY) (C-Si) изменението на електропроизводството с повишаване на работната температира е линейна функция с нулева стойност в точката 25 градуса по целзий (STC). Всеки производител дефинира величината на това изменение като % за градус. За всички работни температури на PV елементите над 25 градуса този коефицент има отрицателна стойност, а за температури под 25 градуса положителна стойност. Тъй като обичайните работни температури на PV елементите са над 25 градуса, е възприето, че температурният коефицент на фотоволтаичните панели е ОТРИЦАТЕЛЕН. Измененията на мощността на произвежданото елктричество от фотоволтаичните панели в следствие въздействието на работната температура на PV елементите при тънкослойните модули от аморфен силиций НЕ Е ЛИНЕЙНА ВЕЛИЧИНА. Този коефицент се изменя непрекъснато в интегрирайки работната температура в светлата част на деня. Точната функция на това изменение е доста сложна математически и не може да бъде описана с един коефицент. При тези панели се наблюдава тенденция за намаляване на моментната стойност на температурния коефицент при работа на панелите при по-високи температури и обратно - увеличаване на моментната стойност на този коефицент при работа при ниски температури. Тъй като температурния коефицент участва пряко при изчислване на КПД на фотоволтаичните модули - то следва заключението, че тънкослойните модули имат повишаващо се (КПД) пред топлите месеци на годината и понижаващ се (КПД) през студените месеци. Това изменение на температурния коефицент на тънкослойните модули от Аморфен Силиций е известно като процес на ОБРАТИМА ДЕГРАДАЦИЯ. Когато купувате фотоволтаичен модул - производителя ви оферира неговата цена като пари за Wp, измерен при STC. Основното количество електроенергия, произведено от фотоволтаичните модули в климатичните условия на България е през топлите месеци от годината - от април до октомври. Точно през тези месеци КПД на тънкослойните панели от Аморфен Силиций расте и ви дава допълнително произведена електроенергия. Колкото по-високи са средно дневните температури в района на фотоволтаичната електроцентрала - толкова по-високо е КПД на тънкослойните панели от аморфен силиции спрямо КПД на кристалните панели.

Изследването на тези различия е една от основните цели на тестовата електроцентрала в гр. Русе. Мястото на централата е избрано именно в гр.Русе, защото среднодневните температури в този район са екстремно високи през лятото и екстремно ниски през зимата.

Според теоретичните постановки на места с високи летни средно дневни температури, ТЪНКОСЛОЙНИТЕ МОДУЛИ ОТ АМОРФЕН СИЛИЦИЙ СЛЕДВА ДА ПРОИЗВЕЖДАТ ПОВЕЧЕ ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЯ kWh ОТ ИНСТАЛИРАН kWp СПРЯМО КРИСТАЛНИТЕ.

Това очакване касае разбира се само електоенергията, произвеждана от модулите. За да може цялата централа, изпълнена с тънкослойни модули да произвежда повече електроенергия от съответната централа изпълнена с кристални модули е необходимо прецизно и ефективно оразмеряване. По принцип оптималното проектиране на централи с тънкослони модули има доста специфики.

като прочетох първоначално написаното предположих че панелите чието производство се сравнява са буквално монтирани едни до други... обаче до колкото разбирам от постинга на Матеев (а той е много добре запознат къде какви централи има) общото между тези няколко централи е че са в Русе, но само толкова - при това положение да се сравняват така грубо електропроизводствата им е безсмислено!

RES прави много подробно техническо изложение. На практика би трябвало да се навлезе още по-дълбоко в материята - за да може всеки инвеститор да си направи неговото заключение: аморфни или кристалинни модули.

Тоест, трябва да се вземе под внимание цената на едните и на другите, после на цялата ФЕЦ като общо, промените на цените за изкупуване от ДКЕР, времето в дадената област за следващите 25 години, лихвения процент при финансиране на аморфните или кристаллините (банките вече знаят къде какъв риск има) и прочие, риска за деградация при аморфните и много други аспекти.

Да вземем ли в предвид, че много инсталации с безрамкови модули на FirstSolar преживяват много спуквания на стъклото, което води до неуверими разправии. При побългаряването на конструкциите, това ще е 100% сигурно. Как да влезе това в сметката?

Или казано с други думи, колкото повече се задълбочаваме в темата, толкова повече неизвестни идват във формулата и в крайна сметка се отива до резултата (според моя опит, естествено):

Критериите за една ФЕЦ са:

а) използваната технология
б) компоненти на световни лидери или не
в) плануване и изпълнение от добри фирми с опит
г) цената

По точка в) един малък пример/въпрос: кое съотношение м/у мощността на модулното поле и инвертора е по-добре за Русе, 95% или 110%? Точен отговор може да се даде след 5 години. И за следващите 20 пак може да се постави наново. Ако може да предвидите климата на региона за 25 години напред, тогава можем да си говорим за файнтюнинг...

Може да поставим въпроса и по-друг начин:

Колко ^/вп трябва да бъде допустимата разлика, между ФЕЦ изпълнена с модули на Световен лидер с 50 годишен опит и Български производител, започнал производството на аморфни модули през 2009 г.

Къде е границата за Вас, като инвеститор, в Евро?

Mateev написа:Засега умолявам всички, които имат някаква допълнителна информация за българските централи и тяхното електропроизводство, да я предоставят за публичен достъп....

Добавям липсващите месеци за моята, за времето от пускането до пускането на интернет:

12.2007: 368,22
01.2008: 441,015
02.2008: 537,772

За април 2009 имам 10 липсващи дена, при това тогава времето беше най-хубаво... та трябва да се завишат данните ми за този месец с около 200 квч.

Уважаеми колеги,

Целта ми отваряйки темата за сравнение поведението на PV електроцентрали, реализирани с различни фотоволтаични технологии беше и е сравнение и дискусия относно техническите характеристики и експлоатационното поведение на различните технологии, поставени в различни условия. Тъй като малко по малко се натрупват данни от тестови и/или комерсиални централи, считам, че публикуването на данни, както и една по-задълбочена дискусия биха били от обща полза, както за пишещите така и за четящите този форум.

Молбата ми към колегите, пишещи в тази тема е да се ограничат с търгоската и ценова оценка. Мисля, че в този форим има множество теми по тези въпроси. Нека оставим тази тема само за технически параметри (данни), факти и анализи на получените резултати.

Ако все пак е необходимо предоставянето на търговска и/или ценова информация, моля това да става чрез лични eMail или по телефина, тъй като тази информация е в разрез с търговските интереси на фирмата, поддържаща форума и най-малко е неучитиво и некоректно към домакините ни.

Предварително благодаря на всички пишещи в темата за проявеното разбиране.

Поздрави,
RES

Публикувам поредната версия на електропроизводството на централите в България, ъпдейтната с новопостъпилата информация.

Публикувам разбивка по инвертори на електропроизводството на ЗИТА Русе.

Направил съм сравнителен анализ на електропроизводството на първия ред от модули на ЗИТА Русе с двата реда модули на Sinecare. Вижда се, че първия ред на Sinecare е по-добър от първия ред на ЗИТА Русе с 3.1%. Втория ред на Sinecare обаче е по-лош с 4.5%. Като цяло първия ред на ЗИТА Русе e ПО-ДОБЪР от средното на Sinecare.

Разбира се, че това е некоректен и тенденционен анализ, защото се сравнява най-доброто от ЗИТА Русе със средното на Sinecare. Но точно такъв анализ беше публикуван по-горе от RES и не мога да се въздържа да не му го върна в същия стил.

Истината че, че когато се сравняват 2 електропроизводства, много внимателно трябва да се изчистят всички странични фактори и чак тогава трябва да се правят анализи и изводи.

Ако трябва да направим коректен анализ, какво всъщност научихме:

1. Поликристалните модули на Kyocera са ПО-ДОБРИ от a-Si тънкослойните модули LOV40 с може би 2-3% (реалното число е 4.5%, но не бива сляпо да сравняваме първия ред от една централа с втория ред на друга).

2. Поликристалните модули на Kyocera са ПО-ЛОШИ от модулите LOV41 с 3.1%. Това е неоспорим факт. Браво на технологията а-Si:H uC-Si Tandem Junction.

Все пак да не прибързваме с окончателните заключения. Нека да изчакаме една пълна година и тогава да си правим окончателните изводи. Тука му е мястото малко да защитя ЗИТА Русе - сградата е ориентирана на 17 градуса, което дава около 1% допълнителни загуби. При това положение превъзходството на LOV41 е само 2.1%. Прекалено малко, за да го приемем като живо доказателство. Има още много неотчетени фактори и е напълно възможно разликата да се дължи именно на тях. Та само грешката от измервателната система на SMA може да достигне до 1%. Същото важи и за производствените разброси на модулите, които могат да достигнат до 3%.

Според мене 1-2% разлика не е достатъчна за направата на окончателни изводи. Трябва да се натрупа по-голям статистически материал (по-много централи или по-много години) и чак тогава да анализираме.

Между другото проанализирайте и останалите данни. Има много голям материал за размишления. До момента от анализите съм достигнал до следните 2 извода:

1. Може би a-Si тънкослойните модули на Kaneka имат по-голяма деградация от кристалните. Анализа е направен върху тестовите централи на СТС Солар в Габрово. Вярно че, че засега става въпрос за само около 1%, но пък трябва да се отчита факта, че тестовите централи в Габрово са специално проектирани за сравнителен анализ и голяма част от страничните фактори за компенсирани посредством изравняване (еднакви инвертори, еднакъв регион и еднаква позиция, еднаква дължина и сечения на кабелите и т.н.). Освен това 1% деградация в годишен план е страшно много, при положение че кристалните модули деградират само с около 0.25%. Засега ще си затрая с окончателните изводи, но ако догодина се появи още 1%, тогава нещата ще са абсолютно ясни и ще имаме неоспоримо доказателство за ускорената деградация на тънкослойните модули.

2. Тънкослойните CIS модули на Sulfurcell ГАРАНТИРАНО ИМАТ ОГРОМНА ДЕГРАДАЦИЯ НА МОЩНОСТТА !!! Става въпрос за цели 4.5% за период от 1 година. Числото е прекалено голямо, за да говорим за някаква грешка. Все пак ще изчакаме навъртането на цялата втора година от експлоатация, но и в момента резултатите вече са плашещи. Засега ви съветвам да не прибързвате със закупуването на тънкослойни CIS модули. Изчакайте да натрупаме повече данни и да потвърдим или отхвърлим твърдението. Същото важи и за a-Si модулите - изчакайте, за да натрупаме по-голям статистически материал.

Между другото деградацията на a-Si модулите се вижда с просто око. Модулите са сменили цвета си и са избелели в периферията (около рамките). Вероятно това се дължи на капацитивни токове към земята. Освен това цялата повърхност на модулите е на тъмни и светли петна. Не знам дали петната имат нещо общо с електропроизводството, но самият факт, че цвета се променя за по-малко от 2 години, е вече плашещ. Да не говорим за проблема с измъкващите се уплътнителни гумички, които вероятно ще ме принуди още догодина да разглобя цялата централа и да започна да ремонтирам всеки един модул поотделно. Вероятно ще се справя, но това ще ми струва огромни разходи в EUR/Wp.