Дипломна работа Хибридна система за електрозахранване на домакинство

Технически Университет - София

Инженерно педагогически факултет - Сливен

 

Магистърска програма по Електротехника

Дипломна работа

 

Тема:

Хибридна система за електрозахранване на домакинство

 

Изработена от: инж. Мартин Костадинов Никифоров

спец. “Електротехника”, ф. № 04024006

Научен ръководител: .........................

/ доц. д-р Стефка Неделчева /

Сливен, 2007

 

Съдържание:

Увод

1. Хибридни системи – описание на елементите и предназначение

1.1. PV – модули

1.2. Вятърни генератори

1.3 Акумулаторни батерии

1.4 Инвертори. Слънчеви контролери

2. Съставяне на конфигурация на хибридна система за ел. захр. на домакинство

2.1. Преглед на съществуващи схемни решения

2.2. Избор на оптимално схемно решение

3 Оразмеряване на хибридната система и избор на нейните елементи

Обобщение

Литература

Използвани съкращения

Приложение

 

У В О Д

Продължаващият и задълбочаващ се енергиен дефицит на изкопаеми горива в европей­ските държави, включително и нашата, нараства. Увеличава се икономическата зависимост на евродържавите от страните - износители на петрол, природен газ и други дефицитни пър­вични енергоизточници. В тази връзка започна подготовката на нова програма за развитие на възобновяемите енергийни източници в Европа. Тя предвижда рязко нарастване на дела на алтернативните и възобновяемите източници при покриване на енергийните и горивните нужди на евродържавите. В унисон с вече съществуващата и вече новата, още по-строга по­литика на ограничаване на изкопаемите неекологични източници на енергия е и българската вътрешна икономическа политика, която стимулира развитото на сектора на естествено въз­становими енергийни източници.

В дипломната работа се разглеждат проблемите и методите при изграждането на хи­бридна система за фамилна къща, която е свързана към съществуваща електроразпредели­телна мрежа за НН. Хибридната система по условие се състои от PV – модули и вятърен генератор. На от­делни места в дипломната работа се описват принципните разлики при захранване на автономна къща която не е свързана към външна мрежа за НН.

В първа глава са описани подробно елементите на една хибридна система и тяхното предназначение. Описани са също и тенденциите на развитие на технологиите в бъдеще, до­колкото това е възможно за прогнозиране. Обърнато е основно внимание на преобразуването на слънчевата и вятърната енергия в електрическа за малки мощности, като е акцентирано на преобразуването необходимо за едно домакинство  и свързаните с това особености.

Във втора глава са описани конфигурации на свързване на основните елементи. Всяка една от описаните схеми е приложима за еднофамилна къща. Изборът се свежда до мини­мална начална инвестиция и лесно и гъвкаво развитие на системата в бъдеще. Това включва бъдещо добавяне на фотоволтаични модули без това да изисква подмяна на старата апара­тура или окабеляване. Целта е начална конфигурация с минимален брой соларни модули които са най-скъпият елемент в хибридната система и увеличаването им при тяхна по-ниска цена или въвеждането на преференциални цени за изкупуване на произведената от тях елек­троенергия.

В трета глава се прави избор на основните елементи от избраната в точка 2.2. схема. Изборът се основава на изискването за покриване на консумираната електроенергия, мини­мизация на общата цена на системата без това да е компромис спрямо надеждността и ка­чеството им. Избраните елементи са от световни лидери в производството в областта на възобновимите енергийни източници. Изчисленията се правят за номинална мощност от 4 kW с годишно потребление от 1200 kWh.

 

1. Хибридни системи – описание и предназначение

Терминът хибридна система за електрозахранване се използва за описание на електри­чески системи с повече от един тип източник на електроенергия. Обикновено това се постига чрез комбинации от някои от следните източници - електрогенератор с дизелово гориво или бензин, фотоволтаичен източник, вятърна турбина, хидрогенератор. Размерите на хибрид­ните системи варират от няколко десетки вата до стотици киловата. Повечето от тях са спо­собни да съхраняват електрическа енергия за осигуряване на пиковите стойности на товара или когато мощността на възстановимите енергийни източници е малка. Обикновено се из­ползва съхранение с помощта на акумулаторни батерии. С тяхна помощ се увеличава гъвка­востта на системата за контрол и се увеличава надеждността (намаля се възможността за от­падане на енергоподаването).

Изискванията на дипломната работа е използването на PV-модули и вятърен генератор. По тази причина в тази глава ще бъде обърнато внимание на преобразуването на слънчева и вятърна енергия в електрическа. Също така ще се разгледа методите за съхранение и пре­образуването и в променливотокова или постояннотокова с необходимите параметри. Това се постига с DC/AC (инвертори) или  DC/ DC преобразуватели.

 

  1.1. PV – модули

България заема площ от Балканския полуостров над 111 000 km2. Територията попада в поя­са на умерения климат в границите на около 41° до 44° северна географска ширина. Броят на слънчевите часове през календарната година у нас нормално варира от 2000 до 2500 часа (Таблица П.10.), като средно годишно естественият приземен енергиен соларен поток е в гра­ници от 370 до 570 W/ m2. Съгласно БДС, по норматив, е прието за нашата страна средната пряко падаща слънчева радиация да е около 420 W/m2. С такава стойност са направените из­числения в тази дипломна работа. Местоположението на България благоприятства експлоатацията на фотоволтаични електрогенератори и зиме и лете. Най-слънчево е в Южна България и по цялото черноморско крайбрежие. В Дунавската равнина също е слънчево. Високо в планините пряката слънчева радиация е по-силна, но там облачността е по-интензивна.

Както при електрохимичните устройства термините клетка и модул се използват и при фо­товолтаичните системи. Вместо "слънчева батерия" обаче най-малкият възел от механически свър­зани фотоволтаични клетки се нарича модул или панел. Фотоволтаичният генератор обикновено е конструи­ран от известен брой панели.. За да се получи no-голяма мощност и/или по-високо напрежение, в панела трябва да се монтират няколко фотоволтаични клетки. Например, за да се удвои напрежението, две фотоволтаични клетки се свързват последователно, като горният отрицателен електрод на първата фотоволтаична клетка се свързва с долния положителен електрод на втората чрез подходящ контакт. За да се удвои мощността при постоянно напрежение, двата електрода се свързват заедно за отрицателен извод, а другите два електрода за положителен.

Ако трябва да се получи малка мощност и високо напрежение, фо­товолтаичните клетки мо­гат да се нарежат на части с еднаква площ и да се свържат последователно. Чрез паралелно и последователно свързване на определен брой фотоволтаични клетки може да се получи всякаква желана мощност, при каквото и да е напрежение. При свързване на няколко фото­волтаични клетки трябва да се обърне специално внимание на съгласуването на електри­ческите им характеристики. Когато фотоволтаичните клетки се свързват паралелно, те трябва да имат еднакво напрежение на празен ход, и което е по-важно еднакво напрежение в точката на максимална мощност (MPP).

Обикновено фотоволтаичните модули се състоят не от един, а от няколко панела с еднакво изходно напрежение и еднаква мощност. Могат да се конструират стандартни модули с различно предназначение които да покриват съответните специфични изисква­ния. Тъй като в практиката се използват само няколко стандартни напрежения, като 1.5V, 6V. 12V, 24V, 48V, които са кратни едно на друго, ето защо и фотоволтаичните модули се проектират в повечето случаи в съответствие с един от тези стандарти. Следователно и броят на основните панели е ограничен. Всяко конкретно изискване за определена мощност може да се спази чрез паралелно или последователно свързване на определен брой панели. Стандартизацията в проектирането на модулите опростява производствения процес и прави фотовол­таичните захранващи системи значително по-гъвкави, освен това така се улесняват автоматизацията и контрола на производствения процес.

Един друг пример за предимствата на модулните системи са фотоволтаичните електро­централи, които могат да бъдат изградени от милиони еднакви модули. Обикновените електроцентрали изискват голям брой различни съоръжения, които трябва да се проектират и произведат отделно, преди да се монтират в централата. За разлика от тях фотоволтаичните могат да произвеждат енергия и когато само част от елементите са готови, без да се изчаква окончателното окомплектоване на цялата централа. По такъв начин периода за изплащане на капиталните разходи може да бъде намален с няколко години.

Например силициевите фотоволтаични клетки (и модулите от тях), са крехки и трябва да бъдат защитени и от двете страни. За тази цел се прави структура тип "санд­вич", като фотоволтаичните клетки се поставят между твърда подложка и горен защитен слой. Коефициентът на термично разширение на материалите на горния и долния защитен слой трябва да бъде еднакъв и освен това да е сравним с тези на силициевите фотоволта­ични клетки и на използваната свързваща смола.

Засега най-широко използваните защитни материали са стъклото и пластмасите. Фо­товолтаичните клетки, херметизирани под стъкло, имат това предимство, че не изменят оптичните, механичните и електрическите си свойства при продължителна работа на от­кри­то. От друга страна, полимерите не могат да предотвратяват проникването на влага, следователно те са подходящи само когато силициевата пластинка и металните контакти са защитени с антикорозионно покритие. Пластмасите са по-леки от стъклото, но някои от тях губят прозрачността и еластичността си при продължително въздействие на атмо­сферните условия и слънчевата светлина. Оптичните свойства на материала на подлож­ката нямат значение, много подходящо за целта например е фибростъклото.

Най-честият въпрос е свързан със замърсяването на повърхността на клетката. Този проблем е много важен за отдалечените области, където е желателно да се инсталират сис­теми, които да работят година и повече без поддържане. Проучванията обаче показват, че вследствие на замърсяване се губят не повече от 5% от изходната мощност на фотоволта­ичната система. Ето защо не е необходимо да бъдат поддържани оптически чисти, освен когато са инсталирани в места, където е възможно покриването им с непрозрачен слой от прах или сняг, тъй като замърсяването влияе слабо на техните характеристики. Въпреки, че замърсените повърхности разсейват светлината, те абсорбират много малка част от нея и фотоволтаичните клетки продължават да работят при разсеяна светлина. Следователно, що се отнася до почистването, положението при фотоелементите е много по-благоприят­но, отколкото при огледалата на слънчевите концентриращи системи. Въпреки това фото­волтаичните системи трябва да се инсталират по такъв начин, че да се избегне силното им замърсяване и задържането на сняг върху тях.

Друг фактор, който трябва да се има предвид при инсталирането на фотоволтаичните системи, е работната температура. Разсейването на топлината трябва да се подобрява чрез естествена вентилация и конвекция, нещо повече, трябва да се избягва монтирането на панела върху или близо до черна метална повърхност, която се осветява от Слънцето. Обикновено работната температура на панела не трябва да превишава с повече от 10°С температурата на околната среда. Фотоволтаичните панели обикновено се монтират не­подвижно, ориентирани на юг и наклонени под ъгъл, равен на географската ширина. В много случаи се препоръчва стационарно монтираните панели да са под хоризонтален ъгъл до 15% по-голям от географската ширина за географското положение на България. По този начин се увеличава зимното електропроизводство и се намалява незначително лятното, но се намалява и лятното прегряване на фотоволтаиците, от което съществено зависи тяхната електрическа ефективност.

Прякото преобразуване на слънчевата енергия в електрическа се получава чрез така наречения фотоволтаичен ефект. Този ефект може да се осъществи само, ако в осветения полупроводник има потенциална бариера. При осветяването на такъв полупроводник по­тенциалната бариера разделя пространствено възникналите положителни и отрицателни електрични заряди, което генерира електрична мощност.

Този процес на преобразуване не зависи от топлината, напротив к.п.д на фотовол­таичните клетки се намалява при повишаване на температурата им. Това се обяснява с фак­та, че фотоните на слънчевата светлина предават енергията си направо на електроните във фоточувствителния материал без участието на междинен термичен процес. Следова­телно, фотоволтаичните модули са подходящи не само за слънчевите райони, но са пер­спективни и за райони, в които другите видове слънчевоенергийни системи са по-малко приложими. Това се отнася особено за тези географски ширини и температурни зони, в които слънчевото лъчение е по-слабо. В облачно време устройствата, които работят при концентрирано слънчево лъчение, не действат, а к.п.д. на плоските топлинни колектори спада много силно. При тези условия фотоволтаичните клетки работят със същия к.п.д., както и при ясно слънчево време.

Фотоволтаичният ефект може да се осъществи във всички полупроводници. Изола­торите са неподходящи, защото имат малка проводимост. От своя страна металите имат висока концентрация на електрони на тъмно, поради което са нечувствителни към свет­лината. Най-подходящи за преобразуване на слънчевата енергия са полупроводниците с най-голяма чувствителност към видимата светлина, т.е. тези, при които се получава най-голямо произведение от фототока и фотонапрежението. Това се дължи на факта, че макс­иму­мът на спектралното разпределение на слънчевото лъчение се намира във видимата област.

Полупроводниците представляват кристали с правилна структура. Например кри­сталната решетка на силиция Si образува пространствена фигура тетраедър, при който атомите са разположени в центъра и върховете на решетката. Няколко тетраедъра образу­ват монокристал, който е твърдо тяло с правилна периодична структура, разпростираща се в целия обем. По-често се срещат полупроводници, съдържащи примеси известни още като неистински полупроводници. Добавянето на чужди атоми в кристалната решетка нарушава нейната периодичност и в енергийната схема се прибавят нови енергийни нива.

В полупроводниците има 3 зони - проводима, валентна и забранена. За един полу­проводник е важна забранената зона. Тя се намира между валентната и проводимата зона. Разстоянието между двете, изразено в енергия, се нарича широчина на забранената зона. Преминаването на електрони от валентната в свободната зона може да стане под влияни­ето на всякакъв вид енергия - топлинна, светлинна или друга.

Фотоволтаичният ефект се проявява под действие на лъчение с различен спектрален състав и е различен за различните полупроводници. При едни полупроводници той се на­блюдава, когато облъчващата светлина е в ултравиолетовата част на спектъра, при други - във видимата, а при трети - в инфрачервената. Ето защо всеки фоточувствителен полу­проводник има своя спектрална характеристика.

Една част от слънчевата радиация се отразява от повърхността на фотоелемента, а другата преминава през полупроводника. Фотоните с енергия, по-малка от тази на забра­нената зона достигат до задния контакт и го прегряват. Фотоните с по-малка енергия се поглъщат от полупроводника и само част от тяхната енергия спомага за появяването на ефекта, а другата се преобразува в кинетична енергия на свободния електрон и накрая в топлина.

Силициеви фотоволтаични клетки. Силицият е основната технология, която заема около 90% от пазара. Силицият представлява висококачествен кристал, който има способ­ността да трансформира слънчевото лъчение в електрическа енергия с добра ефективност от порядъка на 14-16%. Ограниченията в размера на монокристалните клетки са функция от малкия диаметър на цилиндричните блокчета. Поради тази причина повечето монокри­стални клетки са псевдо-кристални със заоблени ъгли, отчасти несъответстващи на по начало no-доброто си к.п.д. Установено е, че к.п.д. на силициевите фотоволтаични клетки е с около 20% по-висок на Земята, отколкото извън атмосферата. По такъв начин максимал­ният теоретичен к.п.д. на силициевите фотоелементи е приблизително 23%, изчислен за максимален интензитет на слънчевото лъчение върху повърхността на Земята.

На тъмно фотоклетките имат диодна характеристика поради наличието на бариерен слой, който е от съществено значение за фотоволтаичния ефект. Както се вижда от фиг 1.1 при осветяване волт-ампернатата характеристика запазва формата си, но се отмества по посока на отрицателните стойности на тока. В резултат на това по оста на напрежението се получава положително напрежение на празен ход, а по оста на тока Iкс - отрицателен ток на късо съединение.

 

Фиг. 1.1. Волт-амперна характеристика на силициева фотоволтаична клетка

Отместването на характеристиката по оста на тока е линейна функция на интен­зитета на светлината. От тук следва, че зависимостта на тока на късо съединение от интензитета е линейна. За напрежението на празен ход тази зависимост е логаритмич­на.

В бариерния слой съществува електрично поле и потенциална разлика, които се дъл­жат на разликата в легирането между двете страни на кристала. На тъмно това вътрешно поле възпрепятства протичането на електричен ток, но ако се приложи външно напреже­ние в обратна посока полето се усилва, а заедно с това се увеличава и бариерата за преми­наване на електроните, вследствие на което токът не може да се увеличава с напрежението. Ако се приложи външно напрежение в права посока, вътрешното поле постепенно ще се компенсира от външното. По такъв начин токът в права посока нараства, докато вътреш­ното поле не бъде изцяло компенсирано. След това токът не се ограничава от потенциал­ната бариера. При осветяване на диодната структура се генерират свободни електрони, част от които се преместват под действие на вътрешното поле, в резултат на това се полу­чава фототок в обратна посока по отношение на положителния ток на тъмно. Даже когато не е приложено външно напрежение, този фототок продължава да протича и може да бъде измерен като ток на късо съединение Iкс. Неговата зависимост от интензитета на светли­ната е линейна, защото колкото повече светлина се абсорбира, толкова по-голямо коли­чество електрони се движат под действието на вътрешното поле.

Напрежението на празен ход Uпx на фотоволтаика се получава, когато фототокът е компенсиран от тока на тъмно (последният зависи от фотонaпрежението по същия начин както от приложеното външно напрежение).

Максималната мощност от дадена клетка може да се получи чрез оптимизиране на произведението I*U. Тази точка на максималната мощност съответства на напрежението Um, което е малко по-малко от Uпх. Режимът на работа на фотоволтаичната клетка може да бъде фиксиран в точката на максималната мощност, чрез прилагане на външно напреже­ние U или чрез свързване към фотоклетката на товарно съпротивление

(1.1)                RT = Um/Im.

Волт-амперната характеристика се вписва между два правоъгълника. Отношението на площта на по-малкия към площта на по-големия се нарича фактор на запълване. За сили­циевите клетки типичните стойности на напрежението на празен ход са (550 - 600) mV, a на тока на късо съединение - около 30 mА/cm2 при стайна температура и осветяване с АМ 0.

Както беше споменато по-горе, изходната мощност на фотоклетката намалява при повишаване на температурата. Това се вижда от фиг. 1.2., където е представена темпера­турната зависимост на изходната мощност, напрежението на празен ход и тока на късо съединение.

Типичните стойности на тези загуби на мощност са 0,35-0,45% при повишаване на температурата с 1°С. С други думи мощността, която се получава от силициевия елемент при 20°С, е с 20% по-голяма от тази при 70°С. От фиг. 1.2 се вижда също, че тези загуби се дължат главно на намаляване на напрежението на празен ход. Типично за фотоволтаич­ните клетки е, че токът им се влияе слабо от температурата. При загряване на фотоволтаи­ците спада ефективно генерираната от тях електроенергия. Затова е целесъобразно те да се охлаждат. Има различни начини за тяхното охлаждане. Най-разпространени са естестве­ното охлаждане, както и принудителните начини посредством водно и въздушно охлаж­дане.

фиг 1.2 Температурна зависимост на изходната мощност, напрежението на празен ход и тока на късо съединение на силициева фотоволтаична клетка.

Максималният електрически теоретичен к.п.д. на силициевите клетки при осветяване с монохроматична видима светлина, например жълта или зелена, е (45 - 50)%. Обаче к.п.д. за слънчевата светлина е по-малък. Това се дължи на факта, че спектърът на Слънцето е твърде широк докато силициевите клетки са чувствителни само към видимата и най-близката инфрачервена част на спектъра. Това се вижда и от фиг. 1.3, на която е показана кривата на спектралната чувствителност на обикновена силициева клетка.

Максималният интензитет на слънчевата светлина на Земята на морското равнище е около 1 kW/m2. Във високите планини интензитетът се Увеличава до 1,1 kW/m2. Въпреки, че интензитетът на слънчевото лъчение на Земята е по-малък от този в Космоса, различието в двата спектрални състава има в крайна сметка за резултат "концентрирането" на повече от падащата енергия на Земята в тази част на спектъра, където фотовоптаичните клетки са по-чувствителни.

Спектрална реакция на PV клетка се нарича ефективността, с която се преобразува енергията на излъчването при известна дължина на вълната в електрична енергия. Тази ефек­тивност зависи предимно от характеристиката на съставния материал на PV клетка.

Фиг. 1.3. Спектрална зависимост на силициева фотоволтаична клетка

Слънчевото излъчване, се разпределя в области, започващи от ултравиолетовата с дъл­жини на вълната X < 0,4 μm и достигащи до инфрачервената с X > 0,7 μm (фиг. 1.3). PV клет­ката е чувствителна само към слънчевото излъчване с дължини на вълната между: 0,35 и 0,4 μm - от ултравиолетовата; 0,4 и 1,1 μm - от видимата и от 0,7 до 1,1 μm - от инфрачервената част на излъчването. Физичното обяснение е, че фотонът трябва да има достатъчно енергия, за да избие електрон.

Енергията, необходима за освобождаване на електрон, е обратно пропорционална на дължината на вълната X. За да се освободи един електрон, свързан към своя атом от валент­ната зона на полупроводника, трябва да му се достави поне минимална енергия, с която да достигне по-високо енергийно ниво в зоната на проводимостта. Това е енергията (ЕЕ, eV) за преодоляване на "забранената зона". Тази стойност е известна за всеки полупроводник и за използваните PV клетки ЕЕ достига 1,0 до 1,8 eV.

Минималната необходима енергия за отделянето на електрон съответства на енергията на фотоните с дължина на вълната X < 1,1 μm за силиций. Фотоните с X > 1,1 μm са слабо енергийни, което ги прави нископроизводителни, неефективни и неизползваеми. Обратно, ако дължината на вълната на фотона е много къса, т.е. X < 0,4 μm, енергията на свързания фотон е много голяма и бива поглъщана близо до повърхността в нарушения район, който е малко благоприятен за придвижването на електрони.

По тази причина PV клетка от силиций е най-ефективна и най-чувствителна при излъч­ване на къса дължина на вълната при слънчева светлина, отколкото в помещения при изкуст­вена светлина, която е богата на инфрачервено излъчване на голяма дължина на вълната[4].

Фотоволтаични клетки от кадмиев сулфид. Материалът, който след силиция при­влича най-много вниманието е кадмиевият сулфид (CdS). Когато се използва заедно с ме­ден сулфид (Cu2S), в хетеропрехода CdS - Cu2S се получава преобразуване със сравнително добър к.п.д. Изработените по тази технология фотоволтаични клетки се осветяват фрон­тално. Клетката се състои от подложка, върху. която е изпарен слой от кадмиев сулфид (CdS) c дебелина 20 μm и тънък слой меден сулфид (Cu2S) отгоре. Цялата структура се херметизира в прозрачен корпус. За подложка се използва обикновено стъкло, като върху него чрез пулверизиране се нанасят последователно прозрачен провеждащ слой от калаен окис, слой от кадмиев сулфид (CdS) и нак­рая слой от меден сулфид (Cu2S). Дебелината на така получената структура не превишава 3 nm. Фотоволтаичната клетка се осветява от тил­на­та страна, т.е. преди да достигне прехода, светлината минава през стък­лената подложка и полупроводниковия слой от кадмиев сулфид (CdS).

Преобразувателите от кадмиев сулфид (CdS) се смятат за особено перспективни за производство на евтини фотоелементи, необходими за широкомащабното фотоелектрично преобразуване на слънчевата енергия, например чрез слънчеви електроцентрали. Преди всичко за тяхното производство се използва много малко материал, тъй като слоят е много тънък: те са типичен пример на тьнкослойни фотоволтаични клетки Освен това те се про­извеждат от поликристален материал, който по на­чало е с по-ниска цена от монокристал­ния, което е още едно предим­ство пред монокристалния силиций.

Напрежението на празен ход на клетките от кадмиев сулфид (CdS) е по-малко от това на силициевите и е от порядъка на 400 - 500 mV. Токът на късо съединение е сравним с този на силициевите. Максималният електрически к.п.д. е между 8 и 8.5 %, но за еле­менти, получени в дребносерийно производство, к.п.д. е около 5%. Теоретичните изчис­ления показват, че максималният к.п.д. на тънкослойните фотоволтаични клетките от кад­миев сулфид (CdS) е между 11 и 14%.

Фотоволтаичии клетки от галиев арсенид. Третият тип елементи са фотоволтаич­ните от галиев арсенид (GaAs). Монокристалните фотоелементи от галиев арсенид (GaAs), подобни на тези от силиций, имат по-гопям к.п.д., отколкото поликристалните тънко­слойни фотоелементи. Постигнат е електрически к.п.д. 13%, а според някои източници и до 19%. Максималният теоретичен к.п.д. е по-голям от този на силициевите и е около 27% при осветяване на земната повърхност. По своите физични свойства галиев арсенид (GaAs) е най-близко до оптималния материал за направа на фотоволтаични клетки. Вследствие на високия коефициент на абсорбция във видимата област цялата падаща свет­лина се поглъща в приповърхностния слой с дебелина не по-голяма от 1 μm.

Въпреки това изразходваният материал за единица продукция е значително повече, отколкото при направата на кадмиево-сулфидните фотоклетки, тъй като се използва под­ложка от монокристален галиев арсенид. Арсенът е рядък и скъп елемент, но цената на един грам галий с висока чистота е около 7 пъти по-голяма. Разликата в цените на фото-волтаичните клетки от (GaAs) и (CdS) става още по-голяма, като се има предвид, че при сегашната технология най-напред трябва да бъдат получени подходящи монокристали от (GaAs). Въпреки това клетките от (GaAs) са перспективни за работа с концентриращи систе­ми при по-високи температури. Над 100°С елементите от (GaAs) работят по-добре, отколкото обикновените клетки от Si тъй като тяхното напрежение спада при увелича­ване на температурата с около 2.6 mV°С, което е по-малко, отколкото при силициевите. В резултат на това изходната мощност на тези клетки спада с (0.2 - 0.3)% на 1°С, т.е. по­чти два пъти по-малко, отколкото при силициевите. Освен това напрежението на празен ход тук е значително по-голямо и при стайна температура достига 1V.

Фотоволтаични клетки от аморфен силиций. Некристализиралият (аморфен) силиций е материал с по-ниско качество, има по-ниска електрическа ефективност (6 - 8%) при конвертирането на слънчевата енергия в електроенергия, но е много по-евтин и има някои естетически предимства, които хората предпочитат. Освен това панелите, изработени от некристализиран силикон, могат да се направят гъвкави и е по-лесно да се използват в някои приложения и конструкции. По-големият размер модули, които успяват да запазят теглото си по-малко, са с предимство при покриване на големи индустриални сгради.

Гретцел фотоволтаични клетки. Известни са също и технологии като Гретцел клетки или багрилни клетки. Те се произвеждат много по-лесно - необходимо е само парче стъкло, което се боядисва със специален материал. Когато се изложи на светлина, той получава свойството да произвежда електричество. Естествено, тези материали имат още по-ниска електрическа ефективност (3 - 5)% и пo-кратък живот.

Друга концепция са тандемните клетки - чрез комбинация на различни материали може да се приема по-широка част от соларния спектър и да се постигне по-висока ефективност - около 30%. Има също устройства, в които се използва концентрирането на светлината с много голяма ефективност. Използва се голям колектор - параболично огледало или лещи, които концентрират светлината върху устройството. Подобни устройства могат да достигнат повече от 40% ефективност.

Наносоларни клетки. Изследователи в Калифорнийски университет са разработили наноматериал, който може да се произвежда масово на много по-ниска цена наноматериалът е под формата на кристали, известни още като нанокристали. Те съдържат между 100 и 100 000 атома, около 75 000 пъти по-малки от диаметъра на човешкия косъм. На базата на нанотехнология се разработват органични соларни клетки. Те се произвеждат от по-евтини материали, а тяхната гъвкавост и лека конструкция са ключов фактор за отварянето на нови пазари за слънчевата енергия.

Принципът е следния - наноматериал, произведен в специални форми, известни като тетраподи, се поставя върху пластмасов слой, подобно на технологията на производство на фотографските филми. По този начин се произвеждат нанопанелите, които са по-гъвкави и по-малки от използваните в момента соларни панели. Произвеждат се наносоларни панели, които са 100 пъти по-тънки от до момента произвежданите слънчеви панели. Този метод може да доведе до масово производство на по-­евтини соларни клетки, които ще се щамповат подобно на вестник. Листовете ще се поставят на покривите на сградите и по този начин ще ги захранват с електричество.

Съществуват и разработки като пластмасови листове, които се покриват с титаниево-оксидни нанокристали. Кристалите са покрити с фо­товолтаични багрила, които абсорбират светлината и я превръщат в електричество. Произведената светлинно-активна пластмаса е евтина, лека и гъвкава. Може да се произвежда в различна форма, десен и цвят. Продуктът наподобява много тънка и пластична опаковъчна хартия и може да се интегрира в дрехи, покриви, компютри, мобилни телефони.

 

1.2. Вятърни генератори

В експлоатация се срещат най-различни видове вятърни електрогенератори, които най-често се разделят на два основни вида:

■  с хоризонтален вал;

■  с вертикален вал (фиг.1.4).

Фиг.1.4. Основни видове конструкции: а - с хоризонтален; б - с вертикален вал

Вятърни централи с хоризонтален вал. Генераторът и ветротурбината са монтирани на общ хоризонтален вал. Роторите са с една, две, три или много лопатки (фиг.1.5). Мощността на вятърната турбина не зависи от броя на лопатките на ротора, а от работната площ, която те описват при своето въртене (фиг.3.5). Мощността може да се изчисли с 

(1.2)                            P=ηr.S.v3/2,

където η е коефициент на използване на енергията на вятъра, r е плътността на въздуха, S e площта описана от лопатките, v е скоростта на вятъра[6][8].

Тенденцията е лопатките да са по-малко, но по-дълги, за да нараства работната повърхност и съответно мощността. Преобладаващата част от съвременните вятърни електрогенератори са с две или три лопатки и съвсем рядко - с една. Ветроагрегатите с много лопатки се използват предимно за изпомпване на вода.

а                                               б                                                в

Фиг. 1.5. Ветроагрегати: а – с две; б – с три; в – с много лопатки

Ветроагрегати с мощност под 1 kW се използват за битови нужди в отдалечени местности, свързани към конкретни електрически потребители. В момента производителите предлагат комплект малък ветроагрегат с акумулаторна батерия и контролер за зареждане.

Фиг.1.6. Устройство на малка вятърна ЕЦ

Най-голяма ефективност се получава, когато оста на ротора е успоредна на скоростта на вятъра. Към малките ветроагрегати се монтира ветропоказател, който се състои от плоскост, завъртаща съоръжението според посоката на вятъра (фиг.1.6). Конструкцията е така закрепена, че винаги обръща лопатките в най-благоприятната посока спрямо вятъра.

Такива ветропоказатели не се монтират на големите ВЦ по две причини. Тяхното   значително   тегло   ще   изисква   огромна   плоскост  на ветропоказателя и ниска ефективност поради вибрациите на ВЦ по вертикалната ос по време на нормалния работен процес.

В този случай се поставят анемометри, които следят посоката на вятъра и телеуправлението на ориентацията на ВЦ, според посоката на вятъра, се извършва чрез компютър. Ориентацията не се сменя при сравнително устойчива посока на вятъра.

Параметри на вятърните ЕЦ. Фирмата производител задава кривата на мощността за всяка вятърна ЕЦ . Това е зависимостта на произвежданата активна мощност от скоростта на вятъра. По кривата на мощността се определят: vmax - максималната скорост на вятъра, до която ветрогенератора функционира; vmin - минималната скорост на вятъра, необходима за заработването му; vр - скоростта на вятъра, при която се достига максималната мощност. Тази крива е определяща за избора на местата за монтаж на вятърните ЕЦ. Вижда се, че една вятърна ЕЦ със зададена номинална мощност Р, не е рентабилна, когато работи при скорост на вятъра под определена стойност. На фиг. 1.7 са дадени пет различни криви на мощности за пет типа вятърни централи.

Фиг.1.7. Криви на мощностите на вятърни централи

Синхронните генератори по най-добър начин отговарят на условията за работа във малки вятърна ЕЦ, характеризиращи се с резки и чести изменения на скоростта на вятъра. Генераторното напрежение на големите вятърни ЕЦ, предназначени за работа към EEC, е 0,4 kV, a честотата на променливия ток е 50 Hz. Малките конструкции за автономен товар са с по-ниски постоянни напрежения обикновено 12, 24 или 48 V.

Вятърните ЕЦ с хоризонтален вал се използват предимно:

■    като независими източници на електроенергия, присъединени към EEC;

■    като   автономни   източници,   захранващи   конкретни  потребители;

■    в комплексна работа с фотоелекгрични системи;

■   в съвместна работа с дизелови агрегати;

■   в   хибриди   системи,   използващи   различни   елементи   на енергопреобразуващи и акумулиращи устройства.

Вятърни централи с вертикален вал. Роторите са три основни типа: Савониюс, Дарио и Н-ротор (фиг.3.9).

Ветроагрегатите тип Савониюс са предназначени за по-малки мощности. Конструкцията се състои от две полу-цилиндрични работни повърхнини, свързани към вертикална ос (фиг.1.8 а). Двете повърхнини са радиално разместени така, че да се образуват два отвора. Вятърът влиза в единия от двата отвора и оказва натиск върху вътрешната част на едната работна повърхност, като предизвиква нейното завъртане, а съответно и на вала, към който тя е свързана. След това вятърът се насочва към вътрешната стена на втората повърхност, оказва натиск върху нея. завърта я и излиза през втория отвор.

 

а                             б                                              в

Фиг. 1.8. Вятърни ЕЦ с вертикален вал а – Савониюс; б – Дарио; в – Н-тип;

Ветроагрегатите тип Дарио могат да се задвижват от вятър, който идва от различни посоки и нямат нужда да бъдат ориентирани (фиг.1.8 б). Съществуват конструкции с ротор, който да се адаптира към изменение на височината според скоростта на вятъра. При силни ветрове долната част на ротора се повдига, а горната се спуска, с което височината намалява, но работната площ не се променя. Най-голямата вятърна ЕЦ с вертикален вал е Cap Chat - Quebec и е с височина 110 m.

Ветроагрегатите Н-тип са много слабо разпространени, въпреки голямото разнообразие на експериментални конструкции (фиг.1.8 в)

По данни от пазара, вятърните ЕЦ с хоризонтален вал в употреба са 91%, а с вертикален вал - 9% [4].

Електрически схеми на вятърни електроцентрали. Вятърните ЕЦ са два основни вида: постояннотокови и променливотокови. Преобладаващата част от постояннотоковите вятърни ЕЦ имат мощност от 100 W до 3 kW. Използват се за зареждане на акумулаторни  батерии и   захранване на осветителни уредби на изолирани обекти, разположени непосредствено до ветроагрегата или в хибридни системи. Постояннотокови съоръжения с по-голяма мощност се срещат изключително рядко поради следните причини:

•   невозможност за трансформация и пренасяне на електроенергията на по-голямо разстояние;

•   икономическа нецелесъобразност от използване на батерии към ветроагрегати с мощност над 3 - 5 kW;

•   практическа невъзможност за осъществяване на паралелна работа с друг тип генериращи източници и системи, произвеждащи трифазно напрежение.

Автономни вятърни ЕЦ.  Все по-често вятърните ЕЦ се използват за електроснабдяване на автономни и труднодостъпни обекти. Този тип захранване изисква резервиране. В експлоатация се намират хибридни системи, съставени от вятърни ЕЦ в комбинация с други ВЕИ. Хибридните системи, в които най-често участват вятърни ЕЦ, се използват за електроснабдяване на: помпи за петролни кладенци: напоителни системи в изолирани местности; морски и навигационни платформи; изолирани телекомуникационни обекти; отдалечени селскостопански и битови потребители и др.

Тенденции при конструирането на вятърни ЕЦ. Съвременните тенденции при конструирането и производството на вятърни ЕЦ са:

■   нарастване на единичните мощности и по-висока технологичност на производство;

■ по-леки конструкции с подобрени аеродинамични, естетични и технически параметри;

В последните години коефициентът на използване на вятърните ЕЦ достигна до 0,4, което ги изравнява с ВЕЦ. Този коефициент се изменя през различните годишни сезони.

Вероятностният характер за производство на електроенергия при вятърните ЕЦ определя ниския коефициент на използване на инсталираната мощност в сравнение с традиционните ЕЦ, използващи изчерпаеми източници на енергия.

Ниската стойност на коефициента на използване на инсталираната мощност в момента не е нещо необяснимо за енергетиката, тъй като този параметър се подобрява при усвояването на енергоресурсите за достатъчно продължителен период.

Вятърните ЕЦ са напълно конкурентоспособни на всички други видове ЕЦ, което следва от съпоставката на вложените инвестиции за изграждане и експлоатационните разходи.

Експлоатационни показатели на вятърните централи са:

•   коефициентът за използване на инсталираната мощност;

•   относителната произведена електроенергия за една година.

Избор на места за изграждане на вятърни централи. При избора на място за строителство на вятърна ЕЦ трябва да се имат в предвид следните критерии :

■   метеорологични: подходяща средногодишна скорост на вятъра и наличие на доминираща посока на вятъра;

■   технически: ограничаване на отрицателното въздействие върху околната среда.

■   допълнителни условия: избягване на места със завихряне и турбуленция или утежнена експлоатацията поради неблагоприятни климатични условия.

Турбуленция. По отношение на надеждността при работа, турбуленцията може рязко и непредвидимо да увеличи риска от аварии, чрез претоварване на въртящите се и други елементи на турбината. Освен това може да предизвика механични резонансни явление, които да разрушат за кратко време ротора й. От гледна точка дължината на експлоатационния период на всяка турбина, турбуленцията води до по-бърза умора на материалите, и то най-вече на роторните лопати. Посочените вредни явления са взаимносвързани и водят до създаване на потенциал от авария, предизвикано от непредвидимото им неблагоприятно взаимодействие.

Оптималното разположение на вятърните електрогенератори не трябва да се пренебрегва като процедура за намаляване на разходите. Тази процедура е свързана с минимизация на дължината на електрическите проводници (от генераторите до консуматорите). Това води до намаляване разходите за покупката им и електрическите загубите  в тях (особено важно при пренасяне на ел. енергия с ниско напрежение). За избора на място се отчита и релефа на района който е причина за турбуленции и намалена електрогенерация. На фиг. 1.9 е показано влиянието на къща или дърво с относителна височина H. Със синьо е обозначена областта с висока турбуленция. При проектирането трябва да се предвиди растежа на дърветата недостигнали максималната си височина.

Фиг.1.9. Разпределение на турбуленцията

Най-важно и определящо при избора е възможността за издигане на ветрогенератора в избраното от нас оптимално място. На фиг. 1.10 е илюстрирана процедурата по изправянето на кулата с малък ветрогенератор. В зависимост от височината на кулата трябва да се осигурят необходимите отстояния от сгради и дървета за безпрепятственото и  монтиране.

Фиг. 1.10. Издигане на вятърен генератор

Ветровия потенциал. Изследвания на БАН, направени на базата на дългогодишни наблюдения от метеорологичните станции в България и оценката на средногодишните скорости на вятъра, измервани на височина 10 m над земната повърхност, дава възможност да се направи райониране на територията, дадено в табл.1.1.

 

 

Таблица 1.1. Зони на ветровия режим в България.

Зона

Средна многогодишна

скорост на вятъра, m/s

Изчислен ветрови потенциал, W/m2

I

II

III

2-3

4-5

>6-7

< 200

200-500

>500

 

 

Обобщението за ветровия режим дава възможност да се определят три зони. Преобладаващата част от територията на страната попада в зона I. Зона II обхваща черноморското крайбрежие, Добруджанското плато и планините с надморска височина до 1000 m. Тя предварително се счита като подходяща за малки ветроагрегати. Зона III включва откритите планински била и някои от полуостровите на Черно море, които са перспективни за ветроенергетика. За реален ветрови потенциал в България може да се говори едва след провеждане на измервания със съвременна измервателна апаратура специално за нуждите на ветроенергетиката.

През последните години доста интензивно се работи върху:

■   методите и практическото определяне на ветровия потенциал;

■   изследване на ветровите течения и измененията на интензивността на вятъра;

■   възможностите за прогнозиране на ветровия режим.

В рамките на международна изследователска програма е създаден атлас на ветровете за всички континенти, който е инсталиран в INTERNET и се допълва непрекъснато. За съжаление, в този атлас не са включени данни за България. В нашата страна се разполага с измерванията на скоростта на вятъра от метеорологичните станции, които не са правени за нуждите на ветроенергетиката и по тях не могат да се дадат категорични изводи за рентабилност на бъдещи вятърни ЕЦ. Следователно, необходимо е да се установи ветровия потенциал за нуждите на ветроенергетиката.

Методология. Изследването на ветровия потенциал за нуждите нa ветроенергетиката включва:

■   Измерване на скоростта и посоката на вятъра с електронни анемометри;

■   Запис на средните стойности на параметрите на вятъра за всеки 5 min;

■  Натрупване  и обработка на  информацията за достатъчно продължителен период от време (поне 1 година) със специален софтуер;

■  Получаване на параметрите на теоретичното разпределение на Вейбул (средната скорост на вятъра, математическото очакване, константите на разпределението);

■  Потвърждаване на получените параметри с обработка на наблюдения за средната скорост на вятъра за дълъг период (поне 10 години) по данни от най-близката районна метеорологична станция.

■  Избор на оптимални параметри на вятърните ЕЦ в зависимост от ветровия потенциал.

Обикновено  измерванията  се извършват с два  анемометъра монтирани съответно на височини 30 и 40 m. По-голяма прецизност се постига чрез използването трети анемометър, поставен на височина 10 m. От събраната и обработена информация се получават параметрите на теоретичното разпределение на Вейбул; розата на ветровете; средната месечна скорост   на вятъра; изравненото теоретично разпределение на Вейбул; зависимостта между скоростта на вятъра, средната мощност и плътността на енергията на различните височини на измерване [4].

Избор на оптимални параметри на вятърната ЕЦ в зависимост от ветровия потенциал. Оптималните параметри на вятърната ЕЦ се избират в зависимост от ветровия потенциал на местността и техническите ограничения на конструкциите.

Произведената електроенергия се определя с

(1.3)                            W= Рn. Тn,

където  Рn е номиналната (инсталирана)  мощност;  Тn - часовата използваемост на инсталираната мощност.

Часовата използваемост на инсталираната мощност се намира с

(1.4)                            ,

където P*(v) е относителната мощност; t(v) - плътността на разпределението на вероятната скорост на вятъра (диференциалната функция на повтаряемостта на скоростта на вятъра); Т=8760 h за една година; vmax - максималната скорост на вятъра; vmin - минималната скорост на вятъра, необходима за заработване на вятърната ЕЦ.

Изчислителната диференциална функция на повтаряемостта на скоростта на вятъра t(v)=f(vср,A,k) за изследван район се получава чрез параметрите на теоретичното разпределение на Вейбул:

■   средната скорост на вятъра vср;

■   константите на теоретичното разпределение А и к.

Последователността на работа е следната:

-  Построява се на функцията t(v) no данните от измерванията на скоростта на вятъра.

- Определя се и се изобразява функцията g{v)=v3.t(v). Стойността vmax съответства на скоростта нa вятъра, при която g(v) е по-малка от предварително зададена стойност или клони към нула.

- Изчислява се и се построява интегралната повтаряемост T(v), т.е. намира се вероятността да бъде превишена текущата стойност vi на скоростта на вятъра. Големината на vmin за вятърна ЕЦ, работеща с автономен товар, се избира с отчитане на условие в съответствие със зададената стойност на Тр*.

- След избора на границите на интегриране vmin и vmax в уравнение (1.4), се преминава към неговото решаване. За целта е необходимо да  се  избере  такава  стойност на  vp  че да  се  удовлетворят граничните условия. Задават се стойности на vE пo итерационен път със стъпка ΔV.

-  Построява се зависимостта P*(v).

По този начин, на базата на данните от измерванията на параметрите на вятъра, може да се даде категоричен отговор на въпроса за рентабилността на една бъдеща вятърна ЕЦ, за нейната оптимална мощност и годишна часова използваемост, за годишното производство на електроенергия в съответния ветрови режим[4].

 

 

1.3. Акумулаторни батерии

Фотоволтайчната и вятърната енергия са непостоянни и не могат да доставят необходимата мощност 24 часа на ден, 365 дни в годината без прекъсвания. Следователно е необходимо съхранение на създадената енергия от възстановимите източници, която при необходимост да бъде отдадена на консуматора. За момента и в бъдеще можем да се спрем на няколко различни по принцип на работа системи за съхранение на създадената електроенергия с високо к.п.д.. Това са [12]:

• електрохимични акумулаторни батерии.

• маховик.

• сгъстен въздух.

• свръхпроводима бобина.

В настоящата дипломна работа ще бъде обърнато внимание единствено на акумулаторните батерии поради тяхната масова употреба при PV и вятърни системи, дължащо се на ниската им цена и лесна експлоатация.

Акумулаторите имат КПД от 85 до 90 %. Електрическата клетка съхранява електрохимична енергия на ниско напрежение, обикновено до няколко волта. Акумулаторните батерии се произвеждат от една или няколко клетки свързани електрически. За увеличаване на изходното напрежение се увеличава броя на последователно свързаните клетки. Капацитета на клетката се бележи с C и се измерва в амперчаса (Ah), което показва токът който тя може да отдава за определен период от време. Обикновено производителите дават капацитета на акумулаторите при 20 часов разряд с ток равен C /20 А.

Има най-малко шест основни вида презареждащи електрохимични батерии достъпни днес. Те са:

• оловнокиселинни (Pb-acid).

• никелкадмиеви (NiCd).

• никелметалхидридни (NiMH).

• литиевойонни (Li-ion).

• литиевополимерни (Li-poly).

• zinc-air.

Фиг. 1.11. Сравнение на основните вида презареждащи батерии по тегло и обем.

Почти всички PV, вятърни и хибридни системи за резервно захранване използват акумулатори от оловно-киселинен тип за съхранение на електроенергия. Това се дължи основно на тяхната ниска цена въпреки по-малкият капацитет отнесен към теглото им спрямо останалите видове акумулаторни батерии (фиг. 1.11)[12]. По тази причина в останалата част на тази глава ще се изясни конструкцията, принципа на действие, особености свързани с зареждане и поддръжка на оловнокиселинните батерии и техните разновидности.

В електрохимично отношение активните съставни части на оловния акумулатор в заредено състояние са: отрицателен електрод от гъбесто олово (Pb), положителен електрод от оловен диоксид (PbO2) и електролит (около 30% сярна киселина и 70% вода). Химичните процеси при затворена външна верига се основават на теорията на двойната сулфатизация. Съгласно нея активните вещества на двата електрода се превръщат в оловен сулфат, а процесът протича по следната реакция[6]:

Тази реакция е обратима при пускане на ел. ток в обратна посока.

Електрохимичните процеси, протичащи на отделните електроди са следните:

На отрицателния електрод:

На положителния електрод:

фиг. 1.12. Електрохимични процеси в акумулаторна клетка.

При изтощаване на акумулатора и двата му електрода се превръщат в оловен сулфат който е трудно разтворим и се отлага върху електродите във вид на дребни кристали. Сярната киселина се изразходва и се отделя вода при което гъстотата на електролита намалява.

При зареждане активните вещества на електродите се възстановяват до Pb и PbO2 , а електролитът се сгъстява поради образуването на сярна киселина при разлагането на оловния сулфат.

Зареждане на оловнокиселинни акумулаторни батерии. Времето за зареждане на затворените оловнокиселинни акумулатори е 12-16 часа (до 36 часа за акумулатори с големи капацитети). С големи зареждащи токове и многоетапни методи, времето на заряд може да бъде намалено до 10 часа и по-малко. Времето за зареждане е пет пъти по-голямо от това за разреждане.

Първият етап при многоетапното зареждане е зареждане с постоянен ток, покачвайки напрежението на една клетка до предварително зададена стойност (фиг. 1.13). Този етап отнема около 5 часа и акумулаторната батерия е заредена до 70% при приключването му. Вторият етап от зареждането отнема също около 5 часа и е много важен за доброто състояние на акумулатора. По време на този етап се прилага постоянно във времето напрежение при което токът постепенно намалява. Ако той се пропусне акумулатора е възможно да загуби способността си за пълно зареждане. Пълният заряд се достига когато токът падне до 3%. Последният етап е на дозаряд, който компенсира саморазреждането [13].

Фиг. 1.13. Триетапен метод на зареждане.

   Правилният избор на стойности на максималните напреженията са критични и те варират от 2,30V - 2,45V. Тези стойности са компромисни. От една страна акумулаторът е добре да бъде напълно зареден за постигане на максимален капацитет и избягване на сулфатизация на отрицателния електрод. От друга страна прекаления заряд ще предизвика корозия на положителния електрод. Също така повишава отделянето на газ, с което се увеличава загубите на електролит. Тези напрежения са температурно зависими. По-високите температури изискват леко по-ниски напрежения и обратно. При акумулатори изложени на високи температурни разлики би трябвало да се използват температурни сензори за оптимална настройка на напрежението.

Изравняващо зареждане е зареждане при което всички клетки със сигурност достигат състоянието на пълнен заряд. Провежда се през определени срокове според заводските предписания. То варира от 10-40 дни при акумулаторите с течен електролит, до 2-4 пъти през годината за AGM и гел-акумулаторите( някои производители не препоръчват изравняващо зареждане, особено за гел акумулаторите). Това презареждане, обикновено е с около 10% по-голямо напрежение от номиналното за зареждане и се прилага за 2 до 16 часа. Ако имаме клетки свързани последователно и част от тях са с по-нисък потенциал спрямо останалите това изравняващо зареждане би ги заредило напълно. При акумулатори с течен електролит този вид зареждане спомага за ”разбъркването” на течността благодарение на мехурчетата отделени от електролита. Това е особено важно за стационарните батерии при които се наблюдава наслояване на електролита който става по-силен в горната част на клетката и по-слаб в долната.

Видове оловнокиселинни акумулаторни батерии. Разделят се по два начина, според предназначението и според конструкцията (начина на изработка). По предназначение те биват за използване в автомобили,  и такива предназначени за дълбок разряд (тягови). Тези за дълбок разряд се използват за: фотоволтаични или хибридни системи; системи за аварийно захранване; каравани и лодки. Акумулаторите за дълбок разряд са предназначени да отдават 80% от своята максимална енергия и имат дебели плочи за електроди за разлика от стартовите акумулатори които имат електроди с пореста структура. Основните видове оловни акумулаторни батерии според конструкцията си биват такива с течен електролит, гел-електролит или AGM (Absorbed Glass Mat). AGM са известни с името сухи акумулатори, защото фибростъклото е пропито само 95% с киселина при което няма опасност от разливана на електролит дори и при механични повреди на самата акумулаторна батерия.

Всички гел-акумулатори са затворени и малка част от тях притежават клапан за регулиране на налягането, което означава, че се поддържа леко повишено налягане. Почти всички AGM акумулаторни батерии са затворени с клапан за регулиране наричани VRLA  (Valve Regulated Lead-Acid). Повечео са под налягане от 70-280 mbar на морско равнище. Техните плочи в повечето случаи са оловно-калциеви за разлика от акумулаторите с течен електролит където се предпочита оловен-антимон за по голяма якост . В някои от предлаганите акумулатори се слага мембрана която спомага за преобразуването на кислородните и водородните газове във вода. По този начин се намаля загубата на вода в електролита с до 95%.

Гел батериите съдържат киселина която е в полутвърдо състояние. Предимството е невъзможността за разливането на електролита при механични повреди. Същевременно те имат и няколко недостатъка. Първият е ниският заряден ток с които те трябва да бъдат зареждани- по-малък от С/20. В противен случай образувания газ би образувал мехурчета или джобове в полутвърдият електролит. Друг недостатък е изискването за зареждане с по-ниско напрежение (около 2/10 по-малко)  от това на акумулатори с течен електролит или AGM. В топли климати загубата на вода за 2-4 години може да доведе до неизползваемост на акумулатора.

AGM акумулаторите използват много фини бор-силициеви нишки между плочите си. Този тип акумулатори имат предимствата на гел акумулаторите и на тези с течен електролит. След като не съдържат течност която да замръзва и увеличава обема си те са особено подходящи при ниски температури. Тук рекомбинацията на кислорода и водорода във вода може да достигне 99% и повече. Напреженията за зареждане са същите както при стандартните акумулатори (не е необходима допълнителна настройка на уредите за зареждане) . Може да се спомене един недостатък спрямо стандартните акумулатори – по-високата цена.

Поддръжка. Всички оловно киселинни акумулатори имат напрежение около 2,14 волта на клетка когато са напълно заредени. Когато се съхраняват за дълъг период от време те губят част от своя заряд. Този саморазряд зависи от типа на акумулатора, времето на експлоатация и температурата. Обикновено варира от 1% до 15% за месец. Новите AGM акумулатори имат най-ниска стойност на саморазряд, а оловно-антимоновите най-висока. Едно от най-вредните за акумулаторите неща е при съхранение те да се оставят незаредени за няколко месеца. Трябва да се осигури режим на дозаряд дори и когато една батерия не се използва. Високите температури увеличават разреждането, а също така и сериозна намаляват експлоатационния срок на акумулаторите.

Нивото на  зареденост (или разреденост) може да бъде измерено чрез напрежението на клетките и гъстотата на електролита. Напрежението на напълно заредена клетка трябва да бъде от 2,12 до 2,15 волта, за 50% - 2,03 волта, а за 0% 1,75 при температура 25ºС. Това са стойности когато клетките не са били включени към товар или заряд от няколко часа (Таб.1.2.).

Таблица 1.2. Напрежения на акумулаторна батерия

 при различно ниво на заряд

Ниво на заряд

12 V акумулатор

[V]

Напрежение на клетка

[V]

100%

12.7

2.12

90%

12.5

2.08

80%

12.42

2.07

70%

12.32

2.05

60%

12.20

2.03

50%

12.06

2.01

40%

11.9

1.98

30%

11.75

1.96

20%

11.58

1.93

10%

11.31

1.89

0

10.5

1.75

 

Тези стойности не могат да покажат колко добра е батерията. Това може да се установи единствено при тест с помощта на товар. Ако се измерят напрежения на отделните клетки с разлика по-голяма от 0,2 волта значи е необходимо изравняващо зареждане. За по-дълъг живот напреженията на акумулаторите трябва да са в зелената зона (Табл.1.2). Кратковременни спадания в жълтата зона не са толкова пагубни колкото продължителните състояние в разредено състояние.

Акумулаторът може да показва нормални стойности при измерването, но да има по-малък от номиналния си капацитет. Това може да се случи ако плочите му са повредени, сулфатизирани, или изронени от дълга употреба, а при гел акумулаторите при наличие на мехурчета в електролита.

Киселина се добавя само когато е имало разливане от електролита. В останалите случаи при ниво на електролита под минимума се налива дестилирана или дейонизирана вода. Това трябва да става след зареждането им освен ако електролитът не е покрил плочите. В такъв случай се долива вода до покриването.

При смяна на акумулатори свързвани последователно, паралелно или смесено ”новият” акумулатор трябва да има същият капацитет като смененият и същото експлоатационно време. 

При зареждане капачките на клетките се оставят на местата си. Те се махат единствено при изравняващо зареждане.

Оловно киселинните акумулатори нямат ”памет” (като например никел-кадмиевите батерии) и не трябва да се зареждат напълно за отстраняването му. Това би довело единствено до по-раният им отказ.

Акумулаторите трябва да се подържат чисти. За почистването им трябва да се използва само чиста вода. При замърсявания по повърхността им е възможно увеличаване на саморазряда им.

 

1.4. Инвертори. Слънчеви контролери.

 

Инверторът е устройство което преобразува постоянни напрежения или токове в променливи напрежения или токове. Друго наименование е DC/AC преобразувател. При съвременните инвертори като ключови елементи се използват полупроводникови прибори. Доминира използването на напълно управляемите прибори (MOS FET, IGBT, MCT). Непълно управляемите прибори (тиристори, GTO) се използват единствено при големи мощности (фиг. 1.14).

Фиг. 1.14. Инвертор с тиристори и MOS FET

Съществуват няколко класификации на инверторите според различни признаци. В зависимост от характера на електромагнитните процеси, инверторите се делят на три основни вида: инвертори на напрежение; инвертори на ток; резонансни инвертори. В хибридните системи свързани към променливотокова мрежа за НН се използват инвертори на напрежение.

В зависимост от схемата и захранващият източник те се делят на:

-полумостови инвертори;

- мостови инвертори;

- инвертори със средна точка;

- трифазни еднополупериодни инвертори;

- трифазни двуполупериодни (мостови) инвертори;

Методите за регулиране на изходното напрежение на инверторните схеми могат да се разделят на три групи. Това са: регулиране чрез ШИМ, регулиране на входното напрежение и метод на геометричното сумиране. При първият метод регулирането на честотата и амплитудата на изходното напрежение се постига с помощта на широчинно-импулсна модулация на управляващите сигнали към електронните ключове. Този метод позволява постигането на най-добри резултати. При регулиране амплитудата на входното напрежение се използва стабилизиран токоизправител напрежението на изхода на които се регулира. Това напрежение се явява входно за инвертора. При метода на геометричното сумиране няколко инвертора работят на общ товар. Напрежението на изхода на всеки от тях е дефазирано спрямо напрежението на първия инвертор. Изходното напрежение се получава като сума от изходните напрежения на всички инвертори. При подходящо регулиране и дефазиране на тези изходни напрежения се постига и желаната форма на резултатното напрежение, например синусоидално.

В системи с ВЕИ обикновено изходната енергия е постояннотокова. В този случай могат да се захранват само постояннотокови консуматори. Но в едно домакинство има някои консуматори които изискват променливотоково захранване. Това са хладилници с асинхронни двигатели, вентилатори и др. Също така има и консуматори които са по-достъпни и по-евтини с променливотоково захранване отколкото същите с постояннотоково. В тази ситуация е необходимо използването на инвертор с номинално изходно напрежение и честота отговарящо на това на консуматорите и електрическата мрежа при наличие на такава. Повечето инвертори захранвани от акумулатори имат номинално входно напрежение 12, 24, и 48 волта. Съществуват и такива които не използват акумулатори, а се захранват директно от соларните панели или вятърния генератор, и изхода им е свързан с електроразпределителната мрежа. Тези инвертори изискват относително високо ниво на входното напрежение - 48 волта и повече. Някои, като Sunny Boy, имат възможност за включване до 800 волта входно напрежение. Тези инвертори често се наричат String инвертори.

String инвертор е относително нов термин в света на алтернативната енергетика. Той се отнася главно за соларните системи за произвеждане на енергия. Преди популяризирането на String инвертора повечето фотоволтайчни системи използваха изходни напрежения които са сравнително ниски. В тази ситуация при по-мощни системи използвайки предимно паралелното свързване, изходните токове стават сравнително високи. String инвертора се ражда след масовото навлизане на соларни, вятърни и хибридни системи свързани към външната мрежа и неефективността на 12V/24V/48V системи при големи мощности. Тази неефективност се дължи главно на загубите в проводниците. Те могат да се изразят с зависимостта :

(1.5)                                             P=I2R,

където R е съпротивлението на проводниците, I е токът протичащ през тях.

При String инверторните системи също се използват слънчеви панели с номинални напрежения 12V, 24V или 48V, но те се свързват последователно. Така токът в системата се запазва при увеличаване на изходната мощност за сметка на напрежението което е 100-800V. Това позволява използването на проводници с много по-малък диаметър, а също така облекчава конструирането на компактни инвертори. Подобна еволюция следват и производителите на вятърни генератори, които увеличават номиналните изходни напреженията за системи свързани към електрическата мрежа. В този случаи термина String инвертор (”String”–”низ”) е леко объркващ, защото вятърните генератори по правило не се свързват последователно. В тези случай би било правилно да се наричат инвертори с високо входно напрежение.

В зависимост от качеството и схемното решение на инвертора изходното напрежение може да има различна форма (хармоничен състав). Основно те се делят на три типа инвертори, с изходно напрежение – с правоъгълна форма,  квази-синусоидални (модифицирана синусоида) и истинска синусоида. Най-добри качества притежават инвертори с истинска синусоида. При работа с напрежения с правоъгълна и квази-синусоидална форма, някои битови уреди може да не работят или да работят неустойчиво. Такива устройства могат да бъдат електрони часовници, музикални уредби, някои микровълнови фурни, електронни прибори с контрол на скоростта и др.

Коефициента на полезно действие на един инвертор обкновено е в границите на 85 до 95% като средно е 90%. Този коефициент се дава от производителите при активен товар. Когато товара е примерно електродвигател тогава к.п.д. се дели на две съставки тази на инвертора и друга отговаряща на качеството на изходното напрежение влияещо но общото к.п.д. на системата. Електродвигателите и повечето електронни устройства консумират по-малко енергия при захранване със синусоидално напрежение. Средно един електрически двигател (като помпа или хладилник) черпи от 15% до 20% повече енергия при захранване с модифицирана синусоида (modified sine) сравнение със захранван от истинска синусоида (true sine).

Инверторите също имат и различна ефективност при различни по големина товари. При много малки товари тяхното к.п.д. е далеч от обявеното от производителят. Примерно при инвертор 1000 W и товар от 20 W консумираната от инвертора мощност може да е около 30 - 40 W. Повечето инвертори имат максимална ефективност при относителна натовареност спрямо номиналната си между 30 до 90 %.

Инверторите са в две основни групи - с или без възможност за зареждане на акумулаторни батерии. Тези с вградени устройства за зареждане са особено подходящи за системи осигуряващи захранване при отпадане на външната мрежа – UPS и подобни системи. Тези инвертори са предимно над 1000 W.

Слънчев контролер MPPT. Соларните клетки имат експоненциална зависимост между тока и напрежението. На коляното на тази крива се намира точката в която отдаваната мощност е най-голяма.

Фиг. 1.15. Волт-амперни характеристики на соларна клетка

 осветена с различен интензитет

На фиг.1.15 са представени волт-амперните характеристика на соларна клетка при различна осветеност. С тъмносиня линия са съединени точките на максимална мощност при различна осветеност. От фигурата се вижда че напрежението на максимална мощност се изменя в зависимост от интензитета на светлината. При директното свързване на соларните панели към акумулатор тази точка ще бъде изчислена за определена стойност на интензитета, а също и за определено напрежението (състоянието) на акумулатора. При тяхна промяна се променя и разположението на работната точка и по този начин се намалява к.п.д. на клетките.

По време на работата си устройството MPPT търси тази точка за да извлече максимална енергия от PV-системата. Това електронно устройство представлява високо честотен DC/DC преобразувател с висока ефективност. Входа му е свързан със соларните панели, а изходното напрежение най-често се подава за зареждане на акумулаторни батерии, консуматор на постоянен ток или директно към входа на инвертор. Честотата на която работи е обикновенно 20-80 kHz. Най-добри резултати (спрямо системи без MPPT) се постигат при студено време, при облачност или мъгли или когато акумулаторът е дълбоко разреден. През зимата увеличението на мощноста е от 20% до 45% а през лятото 10% до 15%.

 

2. Съставяне на конфигурация на хибридна система за ел. захр. на домакинство

 

В тази глава ще бъдат представени схемни решения на хибридни системи. Те ще бъдат ограничени от използването единствено на PV – модули, вятърен генератор, акумулаторни батерии с контролери за зареждането им и инвертори за захранването на променливотоковите товари. Всички схеми ще бъдат с входен инвертор служещ за връзка с външна мрежа за НН, който осигурява и защита при отпадането й. Ще бъдат разгледани единствено конфигурации които включват слънчев контролер за постигане на максимална мощност от соларните панели, като в някои от схемите той е вграден в инвертора свързан към тях. Тези инвертори са проектирани специално за работа с PV източници на енергия.

Като цяло различните конфигурации на хибридни системи се основават на производствени указания за свързване. Различията са вследствие на различните концепции на отделните производители на продукти свързани с производството на електроенергия от възобновими енергийни източници (ВЕИ).

 

2.1. Преглед на съществуващи схемни решения

Един от вариантите на схемно решение на хибридна система с два възобновими енергийни източника и акумулаторни батерии е показан на фиг.2.1. При тази схема фотоволтаичните модули, вятърния генератор и акумулаторите се свързват към контролер който управлява енергиините потоци в схемата и следи за заряда на акумулаторите. Този контролер може да бъде общ за вятърния генератор и PV модулите като комбинира специфичните функциите изисквани за двата енергийни източника или да бъдат два независими контролера. Една от  функциите на PV контролера е следене на точката на максимална мощност (MPPT) на модулите с цел максимално преобразуване на слънчевата енергия в електрическа.

При тази конфигурация напрежението на акумулаторният пакет който обикновено е 12V, 24V, или 48V е близко до номиналното входно напрежение на контролера. За постигане на това входно напрежение преобладаващо свързване на PV-модулите е паралелно, а изискванията за вятърен генератор са изходното му напрежение да отговаря на входното на контролера.

При наличие на постояннотокови товари с номинално напрежение отговарящо на това на акумулаторният блок, то те могат да се свържат директно към него. Ако напреженията са различни или се изисква висока точност на подаваното постоянно напрежение към тях трябва да се добави междинно звено от DC/DC преобразувател, който може да бъде интегриран в общия контролер. При използването на постояннотокови консуматори се избягва преобразуването в инвертора и се намалява неговата номинална мощност, а също така се увеличава к.п.д. на системата като цяло.

Фиг.2.1. Схема на свързване един инвертор с ниско входно напрежение

Променливотоковите консуматори се захранват от инвертора който разпределя енергията от постояннотоковата и променливотоковата си страна. Когато произведената електроенергия от ВЕИ е по-голяма от тази необходимата за консуматорите, остатъкът се отвежда в електроразпределителната мрежата за НН. Когато произведената енергия от хибридната система е по-малака от нуждите на консуматорите, недостига се черпи от външната мрежа. При липса на вятър и слънчева светлина инвертора се грижи за заряда на акумулаторите, а променливотоковите консуматори се захранват от мрежата (при автономни системи те се захранват от съхранената енергия в акумулаторите). В случаите когато напрежението на електроразпределителната мрежа е с параметри извън нормата или то просто липсва, инверторът прекъсва връзката с мрежата за НН и прехвърля товарите изцяло към хибридната система.

Предимствата на тази конфигурация са следните:

-  възможността за ползване само на един инвертор и един контролер;

-  относително ниската стойност на системата (особено при малки мощности и използването на един инвертор);

-  доброто поддържане на акумулатора в дозаряден режим от поне един от трите източника (с високо к.п.д. при заряд от ВЕИ);

-  високата безопасност при използването на значително ниски напрежения в постояннотоковата част на системата;

Недостатъците са:

-   големи загуби в проводниците при използването на ниски напрежение в постояннотоковата част на системата;

-   невъзможността за монтирането на отделните компоненти на сравнително отдалечени места (поради големите електрически загуби);

-   при повреда на контролера отпадат и двата ВЕИ (при използване на общ контролер);

-   усложнена конструкция на инвертора поради ниските входни напрежения;

-   трудности при бъдещо добавяне на нови мощности (например PV модули);

Тази конфигурация е подходяща за хибридни системи с малки мощности, системи с един източник или при автономни системи където се изисква използването на голям енергиен запас в акумулаторите и зареждането им с високо к.п.д.

Когато ветрогенераторът е необходимо да бъде на отдалечено място от  соларните модули и акумулаторите и той е с висок изходно напрежение то подходяща схема би била показаната на  фиг.2.2. При тази конфигурация се осигурява индивидуален инвертор за PV-модулите, вятърния генератор и акумулаторите. Инверторите работят в паралел под общ товар, като този които е свързан към акумулаторните батерии е свързан и към външна мрежата за НН. Инверторът свързан към соларните клетки обикновено притежава вграден модул MPPT и работи с входно напрежение от около 120V до 600V. Инверторът включен към вятърният генератор също има високо входно напрежение с което се постигат компактните размери на преобразувателите. Акумулаторите се свързват посредством контролер за тяхното зареждане към инвертора или директно към него ако той е с вграден контролер за зареждане.

Фиг.2.2. Схема на свързване със два стринг инвертора и един входен инвертор

Предимствата на тази конфигурация са следните:

-   малки загуби в проводниците поради относително малките токове протичащи през тях;

-   възможност за гъвкавост при избор на местоположението на отделните компоненти на хибридната система;

-   висока надеждност, при повреда на един от инверторите другите запазват своите функции;

-   опростена и надеждна  конструкция на инвертора поради високите входни номинални напрежения;

-   простота при разширяване на вече изградена по тази схема хибридна система;

Недостатъците са:

-  необходимостта от три инвертора;

-  висока стойност на инвестициите;

-  ниското к.п.д. при заряд от ВЕИ поради двойното преобразуване (DC/AC и AC/DC);

-  малкия дял на предлаганите на пазара ветрогенератори с малка мощност (под 5 kW) и напрежения над 48V (тенденцията е за производство и предлагане на малки ветрогенератори с широк диапазон на изходните напрежения);

-  високите постояннотокови напрежения опасни за човешкия живот (изискване на засилени мерки за защита);

Тази конфигурация е подходяща за хибридни системи с големи мощности при отдалечени един от друг ВЕИ. Използва се предимно при системи свързани към електроразпределителната мрежа.

На фиг.2.3 е представено схемно решение което съдържа соларен стринг инвертор свързан директно към PV- модулите и вятърен генератор свързан чрез контролер към акумулаторите и друг инвертор работещ с ниско входно напрежение (12, 24 или 48 V). PV модулите се свързват по подходящ начин за да се получи общо изходно напрежение в границите от около 120 V до 600 V(в зависимост от изискванията на конкретния инвертор) необходимо за нормалната работа на инвертора. Преобладава  последователното свързване също както при предната схема. Разликата е в използването на общ инвертор на ветрогенератора и акумулаторите.

Предимствата на тази конфигурация са следните:

-   малки загуби в проводниците на соларните панели;

-   възможност за гъвкавост при разположението на отделните компоненти на хибридната система;

-   висока надеждност, при повреда на един от инверторите другият запазва своите функции;

-   опростена и надеждна  конструкция на инвертора поради високите входни номинални напрежения на PV-системата;

-   високо к.п.д. при заряд на акумулаторите при директно преобразуване DC/DC от вятърния генератор.

 

Фиг.2.3. Схема на свързване със стринг инвертор

 и инвертор с ниско входно напрежение

Недостатъците са:

-   необходимостта от два инвертора (спрямо схемата с три инвертора това в предимство);

-   високите постояннотокови напрежения генерирани от соларните панели опасни за човешкия живот;

Тази конфигурация е подходяща за средно големи хибридни системи с не висок бюджет. Използва се както при системи свързани към електроразпределителната мрежа така и при автономни системи.

 

2.2. Избор на оптимално схемно решение

От направените изводи, най-подходяща конфигурация за хибридна система за еднофамилна къща, свързана към мрежа за ниско напрежение и с лесна възможност за бъдещо увеличаване й, е тази на фиг.3 . Тази схема на свързване на компонентите позволява неограничено увеличаване на соларните панели в бъдеще чрез добавянето на нов стринг в системата и включването му паралелно на останалите.  По този начин се намаляват първоначалните инвестиции в системата и се увеличава гъвкавостта за “upgrade”.

Ключов елемент в тази хибридна система се явява инвертора включен към електроразпределителната мрежа. Той осигурява стабилната работа на вътрешната мрежа, като осигурява защита от високи, ниски или напрежения с честота различна от номиналната подавани от външната мрежа. Този инвертор заедно с контролера на вятърната турбина следят нивото на заряд на акумулаторите и при необходимост ги зареждат или са в режим на дозаряд. При наличие на постояннотокови консуматори за ниско напрежение е възможно включването им чрез DC/DC преобразувател или директно от контролера или акумулаторите, намалявайки загубите от преобразуване в инвертора и неговата необходима номинална мощност. Към повечето контролери е предвидено включването на мощен консуматор или обикновен шунтов резистор за отделяне на произведената енергията ненужна в системата. Това се получава в случаите на силен вятър, заредени акумулаторни батерии и несвързаност с външната електроразпределителна мрежа (примерно авария). Това дава възможност за включване на нагревателен елемент към контролера който служи за загряване на вода с което се намаляват разходите за горива, ако се използват такива за отопление.

 

3. Оразмеряване на хибридната система и избор на нейните елементи

Изборът на елементите в хибридната система ще започне с инверторът свързан към електроразпределителната мрежа за НН. Този инвертор е ключов в системата и трябва да осигурява пълната мощност от 4 kW при липса на слънчева светлина или при повреда на соларния инвертор и отпадане на външната мрежа за нисконапрежение. При използването на постояннотокови консуматори тази мощност е по-малко, но поради относително ниската им консумация (предимно луминесцентни лампи) спрямо цялата система, този факт ще се пренебрегне. Добре е всички инвертори (и при бъдещ upgrade на системата) да бъдат от един производител. Това би намалило разходите при закупуване на софтуер за отчитане на произведената и консумирана енергия. Лидер в производството на инвертори с високо входно напрежение, в Европа и света, е SMA Technologie AG. Инвертор, на тази фирма, отговарящ на изискванията за номинална мощност и вграден контролер за зареждане на акумулатори е Sunny Island 4248 (таблици П.3 и П.4).

Неговата номиналната изходна мощност е 4200 W. Мощността му може да достигне 7000 W за една минута, 6200 W за 5 мин. или 5400 W за половин час. Неговият cosφ е в границите -1 ÷ +1, а клирфактора е по-малък от 3%. Номиналното напрежение на акумулаторите които могат да се свържат към инвертора е 48 V. Те могат да бъдат с капацитет между 100Ah и 6000Ah. КПД е 95%, а собствената консумирана мощност е 22W (4W в режим Standby).

Капацитета на акумулаторите които ще се ползват в тази хибридна система ще бъдат оразмерени за два дни автономна работа при липса на вятър и слънчева светлина. Това е препоръчителна стойност от много литературни източници [12].

Средният дневен разход, при годишно потребление от 1200 kWh, е приблизително 3,3 kWh. Разреждането ще бъде прекратено при достигане на 30% от енергийното състояние на акумулатора. Следователно капацитета за задоволяване нуждите на променливотоковия товар до достигане на това ниво на разреденост е

(3.1)                ,

където Wкон2 е енергията необходима на консуматорите за два дни; tраб и tsb [часа] е времето на работа и съответно времето в режим standby на инвертора; η е к.п.д. на инвертора; Pинв и Pинвsb е мощноста на инвертора при работа и при standby; U е напрежението на акумулаторите. Следователно пълният капацитета при 48 V изходно напрежение на акумулаторния пакет трябва да бъде

(3.2)                .

От таблица П.4 избирам акумулатор 8D-AGM на фирмата Trojan с номинално напрежение 12 V и капацитет 230 Ah. За получаването на желаното напрежение от 48 V е необходимо последователно свързване на 4 акумулатора. При това свързване капацитета ще се запази какъвто е при един акумулатор – 230 Ah. Избрал съм акумулатор тип AGM поради заниженото изискване за обслужването му и другите предимства описани в точка 1.3.

Хибридната система ще е разположена в местност със средна годишна скорост на вятъра 4,5 m/s при височина 10m. На тази височина ще е разположен вятърния генератор. Тази средна годишна скорост на вятъра попада в зона II за България, която обхваща черноморското крайбрежие, Добру­джанското плато и планините с надморска височина до 1000 m. Изчисленията в дипломната работа ще бъдат направени за часово разпределение на ветроскоростите в рамките на една календарна година показано на фиг. 3.1. Това разпределение е нормално (Rayleigh разпределение) с дистрибуционен фактор 2.

Фиг.3.1. Часово разпределение на ветроскоростите в рамките на една година

В таблица П.1 са представени ветрогенератори с мощности под 1000W  с кратко описание и техните цени. За избора се спирам на фирмата Southwest Windpower която има дистрибутори в България. Тя предлага едни от най-разпространените в света модели AIR-X, WHISPER 100 и  WHISPER 200. AIR-X е най-продаваният малък ветрогенератор в света но поради ниската му мощност от 400W  няма да бъде разгледан по-нататък в дипломната работа. Ще се спра на избор между 900 ватовия WHISPER 100 и 1000 ватовия WHISPER 200. Двата вятърни генератора се предлага с контролер за зареждане на акумулаторни батерии. Той е подходящ за избраните батерии с общо напрежение от 48 V .

На фиг. 3.2 е представена мощността на двата ветрогенератори във функция от скоростта на вятъра.           

Фиг.3.2. Характеристиките P(v) за Whisper 100 и 200

От графиката на фиг. 3.2 се вижда съществено по-голямата мощност на Whisper 200. Разлика има и в цената поради което ще сравня годишно произведената енергия на двата генератора. За целта използвам програмният продукт Matlab в който въвежда числено характеристиката на часово разпределение на скоростта на вятъра за една година и характеристиките P(v) за Whisper 100 и 200. Програмата която съм написал няма ограничение за вида и средната скорост на разпределението на ветроскоростите или кривата на мощността на вятърният генератор. Единственото изискване е кривите да се въвеждат като числени стойности съответстващи на скоростта на вятъра със стъпка 1 m/s в интервала 1 до 20 m/s. Стойностите за разпределението на скоростта на вятъра трябва да бъдат в часов, а за кривата на мощността във вата.

%Изчислява годишно произведената енергия

v=1:20; %скорост

vinterp=1:0.01:20;%скорост с по-малка стъпка

 

tv=[650 1200 1450 1450 1300 1050 700 450 250 150 75 25 10 0 0 0 0 0 0 0 ];

%повроряемоста на скоростта на вятъра(4,5м/с к=2)

tvinterp=interp1(v,tv,vinterp,'spline');

 

P100=[0 0 0 25  80 130 200 300 400 530 650  800  900  900  900 880 840 810 780 730];

P200=[0 0 0 50 180 300 450 610 780 900 950 1000 1000 1000 1000 950 920 900 850 800];

%мощността във функция от скороста по производствени данни

 

P100interp=interp1(v,P100,vinterp,'spline');

P200interp=interp1(v,P200,vinterp,'spline');

 

plot(vinterp,tvinterp,'b',vinterp,P100interp,'r',vinterp,P200interp,'g');

legend ('t(v)', 'P100(v)','P200(v)');

 

W100=P100interp.*tvinterp;

W200=P200interp.*tvinterp;

I100=trapz(vinterp,W100);

I200=trapz(vinterp,W200);

disp('Годишната произведена енергия от Whisper100 в kwh e: ');

disp(I100/1000);

disp('Годишната произведена енергия от Whisper200 в kwh e: ');

disp(I100/1000);

 

Получените резултати за произведена електроенергия съвпадат с производствените данни при 4,5 m/s (табл. П.2), поради използването на разпределение със същия дистрибуционния фактор. За по-малкия ветрогенератор whisper 100, тя е  809 kWh, а за whisper 200 произведената енергията е 1684 kWh. Избирам whisper 200 поради тази голяма разлика (повече от два пъти) в негова  полза и само 500 евро по-високата цена.

Приемаме, че 75% от таз енергия се преобразува в променливотокова с помощта на инвертора Sunny Island 4248 които е с к.п.д. 0,95, а останалите 25 служат за зареждането на акумулаторите и захранването на постояннотоковите консуматори. Тогава произведената променливотокова енергия ще бъде

(3.3)                Wacwind=0,75.Wwindη=0,75.1684.0,95=1199,85 kWh,

където Wwind е произведената електроенергия от вятърният генератор; η е к.п.д. на инвертора.

Вижда се, че произведената енергия съответства на годишно консумираната енергия от едно домакинство, която при 4 kW мощност е 1200 kWh [2], но поради случаиният характер тя не би могла да се използва 100% от консуматорите. Част от нея ще се отведе към външната електроразпределителната мрежа. За да имаме сравнително равномерно месечно електропроизводство се добавят PV модулите.

За PV-модули избирам Conergy C 175M с мощност от 175 W при осветеност от 1000W/m2(табл. П.6), изходно напрежение в точката с максимална мощност 35,4 V и напрежение на празен ход 44,4 V. От предлаганите инвертори на SMA избирам Sunny Boy 1100. Той е с изходна мощност от 1000 W и напълно би удовлетворил изискванията за произведена енергия. Изискванията за входно напрежение са в границите на 139 – 400 V. КПД е 91%.

Минималният брой панели C 175M (свързани последователно), при които ще бъде спазено минималното входно напрежение на инвертора, са

(3.4)                            ,

където Umin е минималното входно напрежение на инвертора;  е напрежението на PV модулите при 70 °C (табл. П.9);

При 5 модула свързани последователно стринг инвертора няма да работи в оптималната си област и е възможно при слаба осветеност напрежението на входа на инвертора да спадне под изискваната долна граница от 139 V. Затова за минимален брой избирам 6.

  Максималният брой C 175M панели свързани последователно които могат да бъдат включени към избраният инвертор са

(3.5)                            ,

където Umax е максималното входно напрежение на инвертора;  е напрежението на PV модулите при -10 °C на празен ход(табл. П.9);

Произведената енергия за една година при използването на 6 модула C 175M свързани към инвертор Sunny Boy 1100 е

(3.6)                            ,

където  е мощността при осветеност с интензивност 1000 W/ m2;  [W/m2] средна годишна интензивност на слънчевото лъчение; средна годишна продължителност на слънчевото греене в часове; η е к.п.д. на инвертора. Тази енергия е напълно достатъчна за покриване на неравномерността на производството на вятърният генератор. Предимство при използване на 6 модула е възможността за гъвкаво разпределение на покрива на модулите при различни конфигурации на подредба (при един два и три реда).

Сумарната променливотокова енергия на вятърния генератор и слънчевите модули произведена за една година е:

(3.7)                           

На фиг. 3.3 е представена схемата на свързване на отделните елементи в общ вид. С пунктирана линия са обградени елементи които могат да се добавят в бъдеще.

Фиг. 3.3. Общ вид на хибридна система

В таблица 3.2 са дадени основните използвани елементи техните основни параметри, количество и приблизителни цени за европейският съюз. Общата стойност възлиза на 12600 евро.

Таб.3.2. Използвани елементи в хибридната система и тяхната цена

Характеристики

Тип

Характеристики

Брой

Цена

Инвертор

Sunny Island 4248

4200 W

1 бр.

€ 3500

 Акумулатори

Trojan 8D-AGM

12 V, 230 Ah

4 бр.

€ 1500

Вятърен генератор и контролер за зареждане

Whisper 200

48 V, 1000 W

 

1 бр.

€ 2800

PV модули

Conergy C 175M

175 Wp

6 бр.

€ 4800

PV инвертор

Sunny Boy 1100

1000 W

1 бр.

€ 900

 

 

Обобщение

 

В дипломната работа беше разгледано описанието и проектирането на хибридна система с мощност от 4 kW и годишно потребление на електрическа енергия около 1200 kWh. Тези характеристики и условието за налична външна мрежа за НН напълно удовлетворяват изискванията на еднофамилна къща. Предимствата при създаването й в райони с непостоянно електроподаване или такова с занижени параметри са несъмнени. Изграждането на изчислената хибридна система би дала електроенергийна независимост, особено важна за къщи в отдалечени местности. При въвеждане на преференциални цени за изкупуване на произведената фотоволтаична електроенергия, вложените инвестиции биха се възвърнали след време.

Алтернатива на произведената от ВЕИ електроенергия са дизелови или бензинови генератори, но за разлика от тях хибридната система предложена в тази дипломна работа би изисквала много по-малко поддръжка и ремонтна дейност по време на експлоатацията. 

Използваният ниският потенциал на вятъра при оразмеряването доказва, че тя е лесно приложима в по-голямата част на нашата страна. Възможността за лесно добавяне на нови мощности към системата в бъдеще, я прави широко приложима за проекти с малък начален бюджет.

Предложеният алгоритъм написан на Matlab позволява лесен и еднозначен избор на вятърен генератор при зададен характеристика на часовото разпределение на ветроскоростите за една година или по месеци.

 

 

ЛИТЕРАТУРА:

1.           Бобчева М., Никилов Н., “Промишлена електроника”, Техника, 2001.

2.           Генков Н., “Ръководство за проектиране на електрически мрежи”, София, 1993.

3.           Младенчева Р., “Фотоволтаични електрогенератори”, Ековат технологии, 2005.

4.           Неделчева Ст., ”Нетрадиционни и възстановими енергийни източници в електроенергетиката”, София, 2006.

5.           Неделчева Ст., ”Електрически мрежи”, София, 2005.

6.           Стефанов Н., ”Токозахранващи устройства”, Техника, 1999.

7.           Стоянов И., “Електронни и полупроводникови прибори”, Техника, 1997.

8.           Тончев Г., “Вятърни турбини”, Ековат технологии, 2006.

9.           Хасанов В., “Ръководство по числени методи с MATLAB”, Шумен, 2006.

10.       Червенкова Т., Червенков Ат., “Ръководство за курсова работа по теоретична електротехника с MATLAB”, София, 2005.

11.       Юдов Д., Вълчев В., “Преобразувателна техника”, Варна, 2005.

12.       Mukund R.,” Wind and solar power systems”, CRC press, 1999.

13.       http://www.batteryuniversity.com/

14.       http://www.sma.de/

 

 

Използвани съкращения

ВЕИ – възобновим енергиен източник

ВЕЦ – водна електрическа централа

е.д.н. – електродвижещо напрежение

ЕЦ – електрическа централа

к.п.д., КПД – коефициент на полезно действие

НН – ниско напрежение

 

AC – alternating current (променлив ток)

AC/DC – инвертор

AGM – Absorbed Glass Mat (battery)

DC – direct current (постоянен ток)

DC/DC – постояннотоков преобразувател

MPP – Maximum power point (точка на максимална мощност)

MPPT – maximum power point tracker (следене точката на максимална мощност)

PV – Photovoltaic (фотоволтаик)

SLA – Sealed lead-acid (капсуловани оловно-киселинни акумулаторни батерии)

VRLA – Valve regulated lead acid (клапанно-регулируеми оловно-киселинни акумулаторни батерии с рекомбинация на газовете)

 

 

Undefined

categories:

Коментари

Представената работа, може да се използва като практическо ръководство по оразмеряване на Сленчеви електро и топлодобивни инсталаций, както за добив на енергия от вятъра.

Mn interesno tochno tova tarseh

Коментар

Plain text

  • Не са разрешени HTML тагове.
  • Линиите и параграфите се прекъсват автоматично.
CAPTCHA
This question is for testing whether or not you are a human visitor and to prevent automated spam submissions.