Niewiele wyższy koszt produkcji w porównaniu ze standardowymi modułami jednostronnymi (ang. monofacial) przy możliwości zyskania dodatkowej mocy poprzez oświetlenie tylnej powierzchni powoduje, że moduły dwustronne (ang. bifacial) są dzisiaj jednym z dominujących globalnych trendów w technologii modułów fotowoltaicznych. Łatwo zauważyć, że coraz więcej największych producentów modułów krzemowych ma już w swojej ofercie moduły dwustronne i, co ciekawe, moduły te montowane są nie tylko z pełnych, standardowo łączonych ze sobą ogniw, lecz także w relatywnie nowych układach half-cut (ogniwa połówkowe) oraz shingle (połączenia ogniw na zakładkę, czyli gonty). Do wytwarzania ogniw typu bifacial stosuje się w zasadzie wszystkie nowoczesne technologie ogniw krzemowych takie jak PERC, IBC, HJT oraz TOPCon, a które omawiane były wcześniej („Magazyn Fotowoltaika” nr 1/2018). Szybko rosnąca popularność modułów dwustronnych znajduje odzwierciedlenie w najnowszych prognozach (rys. 1). Przewiduje się, że za 5 lat udział modułów typu bifacial w bieżących instalacjach PV wyniesie około 21 GWdc. W Stanach Zjednoczonych, m.in. dzięki wyłączeniu modułów z Rozdz. 201 taryf celnych, na 12,6 GWdc prognozowanej na koniec 2019 roku globalnej zainstalowanej mocy PV, około 3,5 GWdc wynieść ma moc systemów z modułami dwustronnymi. Czynnikiem w znacznym stopniu hamującym szersze zastosowanie modułów dwustronnych, jest brak jednoznacznych, wiarygodnych danych określających korzyści płynące z ich zastosowania opartych przede wszystkim na długoczasowych pomiarach w warunkach naturalnych, które to dane są potrzebne inwestorom do kalkulacji LCOE1. Wartości podawane dzisiaj przez producentów, mówiące o dodatkowym zysku energii, wahają się w bardzo szerokim przedziale, od 5% do nawet 30%, przez co nie są zbyt wiarygodne, aby móc je przyjąć do takich obliczeń.
W poprzedniej części, dotyczącej modułów dwustronnych („Magazyn Fotowoltaika” nr 2/2019), omówione zostały podstawowe aspekty związane z ich konstrukcją, a także sposobem definiowania oraz oceną parametrów elektrycznych i sprawności konwersji. W niniejszej części omówione zostaną podstawowe zasady instalowania systemów PV z zastosowaniem tego typu modułów pozwalające na ewentualny dodatkowy uzysk wygenerowanej energii elektrycznej.
Czynniki wpływające na efektywność systemów PV z modułami dwustronnymi
Istotą efektywnego wykorzystania modułów typu bifacial w systemach PV jest takie ich usytuowanie i sposób zamocowania, które zapewniałyby możliwie maksymalną energię promieniowania padającą na ich tylną powierzchnię bez jednoczesnych strat w nasłonecznieniu ich strony frontowej. Chociaż można śmiało powiedzieć, że w zasadzie nie ma jakiejś standardowej procedury instalowania oraz ścisłych wytycznych dotyczących eksploatacji systemów PV z zastosowaniem modułów dwustronnych, to jednak pewne wskazówki z pewnością mogą być w tym zakresie przydatne.
Niektóre z czynników wpływających na współczynnik zwiększonego uzysku energii (ang. Bifacial Gain – BG) (parametr zdefiniowany w poprzednim numerze „Magazynu Fotowoltaika”) w systemach PV z modułami dwustronnymi ilustruje rys. 2. Są to:
- albedo, czyli zdolność powierzchni podłoża, na którym zainstalowany jest system, do odbijania promieniowania słonecznego (rys. 3),
- stopień zanieczyszczenia podłoża (wpływa na jego albedo),
- wysokość zamocowania modułów ponad gruntem (rys. 6),
- orientacja (ukierunkowanie) płaszczyzny modułu,
- kąt pochylenia modułu,
- odległość między modułami,
- GCR (ang. Ground-coverage ratio) – wskaźnik pokrycia gruntu (rys. 8),
- promieniowanie rozproszone DHI etc. (rys. 3),
- zacienienie (również z tzw. samozacienieniem) oraz nierównomierne oświetlenie tylnej powierzchni modułów (puszka przyłączeniowa, elementy konstrukcji montażowej itp.).
Mnogość i różnorodność czynników wpływających na uzysk energii w systemach PV z modułami dwustronnymi powoduje, że precyzyjna predykcja generowanej energii jest bardzo utrudniona i złożona. W tej chwili tylko niektóre programy przeznaczone do projektowania systemów PV uwzględniają specyfikę modułów dwustronnych, jednak, przynajmniej na razie, głównie ze względu na wspomnianą wcześniej ograniczoną dostępność do wartościowych danych eksperymentalnych, stosowane algorytmy nie są zbyt dokładne (…)
Więcej w numerze 3/2019 Magazynu Fotowoltaika. Zaprenumeruj