Ochrona przepięciowa i ocena ryzyka - kiedy stosować ograniczniki przepięć po stronie DC ?

W zakresie stosowania ochrony przepięciowej w instalacjach PV istnieje wiele skrajnych opinii od tych że powinna być stosowana zawsze do tych że w większości jest niepotrzebna bo trasy kablowe po stronie DC są zazwyczaj za krótkie aby stwarzać zagrożenie. Warto przy tym spojrzeć co w tej materii mówią normy.

Odnoszą się do zapisów normy PN-HD-60364-7-712:2016 zastosowanie ochrony przepięciowej powinno być poprzedzone oceną ryzyka. Zgodnie z zapisami normy zastosowanie ograniczników przepięć po stronie DC powinno mieć miejsce w przypadku gdy: Lp>Lg

Gdzie:

Lp – Długość pętli kabli DC od podłączenia do falownika do punktu przyłączenia do modułów PV

Lg – Graniczna długość, powyżej której należy zastosować ochronę przepięciową.

Graniczna długość pętli modułów DC powyżej której należy zastosować ochronę przepięciową zależy od typu obiektu oraz od gęstości doziemnych wyładować atmosferycznych Ng (wyładowanie/km2/rok).

Liczbę doziemnych wyładowań atmosferycznych można oszacować na podstawie liczby burz. Sama norma PN-EN-62305-2:2012 wskazuje tu szacunkowy wskaźnik 0,1 wyładowania/km2/rok dla jednego zjawiska burzowego. 

 

Istotny jest także sam rodzaj budynku, na podstawie którego wylicza się wskaźnik Lg. Dla budynków mieszalnych przyjmuje się - Lg=115/Ng

Przykład:

Obliczenie konieczności zastosowania ochrony przepięciowej dla budynku mieszkalnego zlokalizowanego w Krakowie, gdzie liczba wyładowań doziemnych na km2 na rok wynosi 2,8 a zgodnie z projektem długość przewodów po stronie DC wyniesie 38 metrów.

Obliczenia 

Lg=115/2,8 = 41 

41>38

W ocenie ryzyka ochrona przepięciowa nie jest wymagana dla rozpatrywanego obiektu.

Praktyczne znaczenie liczby bus bar-ów w modułach fotowoltaicznych

Ogniwa PV w module fotowoltaicznym łączone są za pomocą cienkiej metalowej taśmy, której zadaniem jest przewodzenie foto prądu. Konwencjonalne krzemowe ogniwa PV na tylnej i przedniej części mają odpowiednio przygotowane miejsca pod lutowanie wspomnianej taśmy. Te przednie i tylne listwy stykowe są określane po angielsku jako Bus Bar lub w skrócie BB w języku polskim moglibyśmy określić je jako szynowody.

Najpopularniejsze standardy dla liczby bus barów w ogniwach PV

Pierwszym już historycznym standardem było stosowanie dwóch bus bar-ów na ogniwo PV (2BB), do końca 2015 standardem były moduły PV z trzema bus barami - 3BB w 2016 roku wielu producentów wprowadziło 4 bus bary 4 BB a niektórzy nawet 5 BB.

Czy wybór modułu z większą liczbą bus bar ma praktyczne znaczenie?

Przejście z 3 BB na 4 BB wymaga od producentów modułów fotowoltaicznych inwestycji w modernizację linii produkcyjnej co jest kosztem inwestycyjnym jednak z drugiej strony daje oszczędności. Po pierwsze na materiałach takich jak srebro, którego zużycie w ogniwach 4 BB jest znacznie niższe. Przejście z 3 BB na 4 BB pozwala zwiększyć współczynnik wypełnienia ogniwa PV o ok. 0,4%, z kolei przejście z 3 BB na 5 BB pozwala na wzrost o ok. 0,65% co przekłada się na wyższą sprawność na poziomie modułów PV. Z punktu widzenia producenta modułów PV przejście z 3 BB na 4 BB lub 5 BB pozwala taniej produkować moduły PV o nieco wyższej sprawności oraz niższej rezystancji szeregowej. Dla konsumenta moduły wykonane z ogniw z większą liczbą bus barów oznacza  niższe ryzyko mikropęknięć oraz wolniejszą degradację modułu PV.

Dobór mocy instalacji fotowoltaicznych w systemie opustów

Nowy system rozliczenia energii przez prosumentów zakłada że za każdą 1 kWh energii wprowadzoną do sieci będzie można odebrać 0,7 - 0,8 kWh energii. W typowym domku jednorodzinnym udział bieżącej konsumpcji własnej wynosi ok. 20% co oznacza że 80% energii trafi do sieci.  Aby dobrać moc instalacji należy jeszcze wziąć pod uwagę roczną ilość energii produkowanej przez instalację PV – średnio będzie to ok. 950 kWh/kWp. Ostatnim kluczowym parametrem jest ilość zużywanej rocznie energii tą informację można uzyskać z rachunków za energię.  Te dane należy uwzględnić aby poprawnie dobrać moc instalacji co jest kluczowe dla ekonomiki gdyż prosument nie ma możliwości sprzedaży nadwyżek energii po rocznym zbilansowaniu. Szczegóły rozliczenia opisane były w poście. Rozliczenie energii w myśl nowelizacji ustawy o OZE

W uproszczeniu wzór na wyliczenie mocy instalacji będzie miał postać.

• Ek – ilość zużywanej rocznie energii [kWh]
• a – procentowy udział bieżącej konsumpcji własnej [%]
• b - procentowy udział ilości energii oddanej do sieci [%]
• opust - do 10 kW 0,8 powyżej 0,7
• a+b = 100%
• Uzysk – roczna produkcja energii z 1 kWp zainstalowanej mocy przez instalację PV [kWh]

Biorąc pod uwagę typowy dom jednorodzinny oraz  instalację fotowoltaiczną o mocy do 10 kWp wstępny dobór można dokonać za pomocą prostych wskaźników opierając się na ilości zużytej energii lub wysokości rachunków.

• Na każdą zużytą rocznie 1 kWh energii dobrać ok. 1,25 Wp mocy instalacji PV
• Na każde zużyte rocznie 1000 kWh energii dobrać ok. 1,25 kWp mocy instalacji PV

• Na każdą wydaną 1 zł na miesięcznym rachunku dobrać 27,5 Wp mocy instalacji
• Na każde wydane 100 zł na miesięcznym rachunku dobrać 2,75 kWp mocy instalacji

Moc czynna, bierna i pozorna falownika fotowoltaicznego

Prąd przemienny ma przebieg sinusoidalny, gdzie zmiany napięcia i natężenia prądu podlegają cyklicznym zmianom z częstotliwością 50 Hz. Jeżeli między prądem a napięciem nie ma żadnego przesunięcia, w tym samym czasie występują maksymalne wartości prądu i napięcia, następnie jednocześnie prąd i napięcie przechodzą przez zero, cała generowana moc jest mocą czynną.

Jeżeli prąd i napięcie są przesunięte o pewien kąt fi, oprócz mocy czynnej zaczyna pojawiać się moc bierna. W skrajnym przypadku między prądem a napięciem może występować przesunięcie fi = 90°, w takim przypadku, gdy napięcie osiąga szczytową wartość, prąd równa się zero i na odwrót. Generowana moc jest mocą bierną.

Moc czynna P jest to moc w układach prądu przemiennego, która jest zamieniana na pracę lub energię. Jednostką mocy czynnej jest wat [W].

Moc bierna Q jest to moc w układach prądu przemiennego, która nie jest zamieniana na pracę lub energię, ma charakter pulsacyjny, cyklicznie jest pobierana i oddawana do sieci. Istnienie mocy biernej związane jest z działaniem urządzeń elektrycznych, jak silniki czy kondensatory, do pracy których istnienie mocy biernej w sieci jest niezbędne. Z uwagi na charakter mocy biernej można ją podzielić na indukcyjną i pojemnościową. Choć moc bierna nie jest zamieniana na pracę, to jednak wiąże się z kosztami jej przesyłu. Jednostką mocy biernej jest war [var] (ang. var – Volt Ampere Reactive).

Moc pozorna S jest to moc w układach prądu przemiennego, która jest geometryczną sumą mocy biernej i czynnej. Jednostką mocy pozornej jest woltoamper [VA]

Z punktu widzenia właściciela instalacji fotowoltaicznej najbardziej korzystne jest, aby falownik utrzymywał współczynnik mocy, czyli cos(fi)=1, gdyż wtedy cała generowana moc będzie mocą czynną. Z kolei z uwagi na funkcjonowanie całej sieci elektroenergetycznej operatorzy sieci wymagają zwłaszcza od większych instalacji, aby część mocy dostarczanej do sieci miała charakter mocy biernej pojemnościowej lub indukcyjnej.

Poprawna konfiguracja falownika jest szczególnie istotna w przypadku instalacji PV wykonywanych dla  firm które ponoszą koszty przekroczenia dozwolonego wskaźnika mocy biernej. Szczególnie kosztowne może być prze-kompensowanie mocy biernej pojemnościowej za którą zakłady energetyczne naliczają wysokie kary. Należy dodać że właściciele mikro instalacji nie mają obowiązku kompensacji mocy biernej przez posiadane przez nich mikro instalacje i powinny być one tak konfigurowane aby cos(fi)=1.

Więcej o doborze falownika w instalacji w książce 

Zwarcie modułu fotowoltaicznego

Czy zwarcie na module fotowoltaicznym czy łańcuchu modułów fotowoltaicznych jest niebezpieczne? Takie pytanie stawia wielu początkujących instalatorów. Na tak zadane pytanie można odpowiedzieć krótko. Kontrolowane zwarcie nie jest groźne dla modułu fotowoltaicznego. Z kolei przypadkowe zwarcie może spowodować powstanie łuku elektrycznego, który grozi poparzeniem dla osoby dokonującej zwarcia i skutkować może uszkodzeniem konektorów na module.

Dlaczego prąd zwarcia nie jest groźny dla modułu?

Fragment karty katalogowej modułu fotowoltaicznego

Aby mieć odpowiedź na to pytanie wystarczy spojrzeć do karty katalogowej modułu. Analizując parametry elektryczne modułu zauważamy, że prąd pracy jest zaledwie kilka procent niższy niż prąd zwarcia z tego choćby powodu każdy moduł musi być odporny na prąd zwarciowy. Zagłębiając się głębiej w kartę katalogową odnajdziemy informację o maksymalnym dozwolonym prądzie wstecznym czy dopuszczalnym obciążeniu prądowym. Zazwyczaj każdy moduł jest w stanie wytrzymać prąd zbliżony do dwukrotności prądu zwarcia. Z tego względu sam przepływ prądu zwarcia nawet przy pełnym słońcu nie jest dla modułu fotowoltaicznego niebezpieczny.

Dlaczego samo zwarcie może być niebezpieczne ?

Zwarcie dokonane w sposób niekontrolowany może stwarzać zagrożenie poparzeniem łukiem elektrycznym i często skutkuje uszkodzeniem konektorów. Zjawisko łuku elektrycznego szczegółowo jest opisane w poście "Łuk elektryczny z modułów fotowoltaicznych". Zwarcie modułów a następnie ich rozwarcie bez odpowiedniego rozłącznika przy wysokim natężeniu promieniowania słonecznego w większym lub mniejszym stopniu doprowadzi do uszkodzenia konektorów, które będzie trzeba wymienić, jeżeli noszą na sobie najmniejsze ślady przypalenia czy osmolenia.

Skrajny przypadek uszkodzenia konektorów łukiem elektrycznym powstałym podczas rozwarcia obwodu zwartych modułów

Podsumowując zwarcie dla samych modułów fotowoltaicznych nie jest niebezpieczne. Niebezpieczny jest łuk elektryczny, który może powstawać przy niekontrolowanym zwarciu doprowadzając do uszkodzenia konektorów.

Łuk elektryczny z modułów fotowoltaicznych

Montaż modułów fotowoltaicznych przy niezachowaniu odpowiednich zasad bezpieczeństwa może stwarzać szereg zagrożeń dla montera. Należy pamiętać, że montując moduły fotowoltaiczne podłączamy urządzenia elektryczne pod napięciem tym wyższym im większa liczba modułów w szeregu. Bardzo często obwody łączonych modułów będą miały napięcie 300 - 600 V DC i przy dobrym nasłonecznieniu możliwy prąd zwarcia będzie sięgał na pojedynczych obwodach 5-9 A. Z tego powodu w szczególności nie należy zostawiać podczas montażu niezaizolowanych przewodów. Nie wolno także zarabiać końcówek na przewodzie już podłączonym do modułów. Przypadkowe zwarcie przewodów lub zwarcie przewodu do uziemionego metalowego elementu grozi powstaniem łuku elektrycznego, którego temperatura i energia z łatwością topi miedziane przewody.

Demonstracja powstawania łuku elektrycznego przy połączonych szeregowo 12 modułach fotowoltaicznych.

Szczególną ostrożność należy także zachować przy podłączaniu łańcuchów modułów fotowoltaicznych do falownika. Przypadkowe podłączenie obwodów pod obciążeniem, czyli w sytuacji, gdy rozłącznik DC nie jest w pozycji off grozi uszkodzeniem konektorów i poparzeniem dłoni z tego względu tą czynność należy zawsze wykonywać w rękawicach uprzednio upewniając się, że rozłącznik jest rozłączony.

Demonstracja rozłączenia 12 modułów fotowoltaicznych pod obciążeniem. Oglądać uważnie od 15 sekundy

Jak obliczyć produkcję energii z instalacji fotowoltaicznj?

Bardzo precyzyjnie można obliczyć produkcję energii z instalacji fotowoltaicznej za pomocą programów komputerowych jednak często potrzebny jest w miarę precyzyjny szacunek bez zaprzęgania do pracy drogiego oprogramowania czy wykorzystywania skomplikowanych wzorów.

Gdzie:

- Nasłonecznienie - nasłonecznienie na powierzchnię horyzontalną (poziomą) można odczytać z map nasłonecznienia.

link do mapy

http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/cmaps/eu_cmsaf_hor/G_hor_PL.png

- wspKor - Współczynnik pozwalający przeliczyć dane o nasłonecznieniu na pochyloną powierzchnię generatora fotowoltaicznego (modułów fotowoltaicznych) z danych o nasłonecznieniu odczytanych z mapy, które są dla powierzchni horyzontalnej.

Tabela współczynników poziomo odchylenie od południa pionowo pochylenie modułów względem horyzontu 

 

- Moc modułów - moc nominalna modułów (generatora PV) wyznaczona w warunkach STC znajdująca się w karcie katalogowej.

- Nat prom. (STC) - natężenie promieniowania słonecznego, przy których testowane są moduły fotowoltaiczne, czyli 1000 W/m2 (1 kW/m2)

WW- współczynnik wydajności - Wskaźnik uwzględniający poziom strat na instalacji fotowoltaicznej obliczany jako 100% - poziom wszystkich strat.
Generalnie w instalacji fotowoltaicznej mamy do czynienia z następującymi stratami.

– straty na przewodach – ok. 1%,

– straty falownika  – ok. 3–7%,

– straty na modułach z uwagi na temperaturę – ok. 4–8% (cienkowarstwowe dolna granica z krzemu krystalicznego górna granica),

– straty z uwagi na pracę przy niskim natężeniu promieniowania słonecznego – ok.  1–3%,

– straty z uwagi na zacienienie, zabrudzenie – ok. 1–5% (w przypadku nieoptymalnych instalacji mogą być znacznie wyższe),

– straty wynikające z niedopasowania prądowego modułów – ok. 1% (w przypadku błędów wykonawczych czy posiadania uszkodzonego modułu w instalacji straty mogą być znacznie wyższe),

– straty na diodach bocznikujących – ok.0,5% .

Dla instalacji opartych na bardzo dobrych komponentach współczynnik wydajności wynosi ok 80–88% (górna granica jest możliwa do uzyskania jedynie dla większych instalacji zoptymalizowanych w każdym detalu. W praktyce poziom 85% uznaje się już za bardzo wysoki), w przypadku słabych komponentów współczynnik ten może spaść poniżej 75%.

Przykład:

- instalacja na dachu 10 kWp zlokalizowana w Krakowie

- dach 45 stopni odchylenie od południa 25 stopni   

- straty oszacowane na 17%

Z mapy odczytujemy nasłonecznienie, które dla Krakowa wynosi 1050 kWh/m2/rok

Z tabeli odczytujemy współczynnik korekcji nasłonecznienia na powierzchnię generatora PV kąt 45 stopni odchylenie od południa 25 stopni, co daje współczynnik = 1,10

Ilość wyprodukowanej energii:

 

Degradacja indukowanym napięciem modułu PV - problem PID-u

Coraz częściej na kartach katalogowych można znaleźć informację że dany moduł jest testowany pod kątem PID-u lub jest PID-free. Czym jest ten tajemniczy PID i czy stanowi realny problem w instalacjach PV. 

 

Degradacja indukowanym napięciem (PID – Potential Induced Degradation) to w uproszczeniu utrata mocy przez moduł PV powodowana niewielkim upływającym prądem przy wysokim napięciu. Jest to problem, który dotyka zarówno moduły z krzemu krystalicznego jak i cienkowarstwowe. Problem PID-u to ciągle nowy i nie do końca poznany fenomen. Pierwsze szersze publikacje na temat tego problemu pojawiły się na przełomie 2010/2011 roku. Skala problemy była zaskoczeniem dla wielu producentów modułów PV gdyż w skrajnych przypadkach moduły potrafiły wykazywać stratę mocy rzędu 30-70%. Degradacja może mieć charakter polaryzacji, która jest zjawiskiem odwracalnym jak i korozji elektrochemicznej, która prowadzi do nieodwracalnych strat mocy. Zasadniczo problem PID-u związany jest z dużą równicą potencjału (napięcia) między skrajnymi biegunami łańcuchów modułów a uziemioną ramką. Z uwagi na budowę ogniw w module problem dotyczy najczęściej w modułu, który jest najbliżej bieguna ujemnego i zachodzi w warunkach wysokiej wilgotności i temperatury powietrza. Szczególnie dużo negatywnych skutków PID-u zaobserwowano na instalacjach pracujących w wilgotnym i ciepłym klimacie jednak także w Europie PID jest realnym problemem. 

Idea powstania zjawiska PID

W łańcuchach modułów podłączonych do falownika między biegunami + a - występuje wysokie napięcie rzędu 300–600 V. Ramy modułów mają potencjał równy 0 V, ponieważ są uziemione ze względów bezpieczeństwa z tego względu wysokie napięcie występuje także między skrajnymi modułami w łańcuchu (ogniwami w tych modułach) a uziemioną ramką modułu. Wysoka różnica napięcia przyczynia się do powstania pola elektrostatycznego, za pośrednictwem, którego elektrony migrują do szyby, a następnie do ramy, gdzie poprzez uziemienie płyną do ziemi. Krótkotrwałym skutkiem PID-u jest polaryzacja ogniw która jest odwracalna z klei utrzymujący się problem PID-u skutkuje nieodwracalnym uszkodzeniem złącza P-N poszczególnych ogniw. Z tego powodu warto sprawdzać czy dany producent modułów testuje swoje produkty pod kątem PID-u w innym razie zawsze istnieje ryzyko że zainstalowane moduły będą miały skłonność do polaryzacji i mogą się nadmiernie szybko degradować. W przypadku gdy zastosowane moduły mają jednak skłonność do polaryzacji to jedynym rozwiązaniem jest uziemienie bieguna ujemnego co jest możliwe do wykonania w przypadku zastosowania falownika transformatorowego.

Wpływ zacienienia na moduły fotowoltaiczne klasyczne i cienkowarstwowe.

Wielokrotnie pisałem o negatywnych skutkach zacienienia w dużej mierze można ograniczyć negatywny wpływ cienia na wydajność modułów w tym celu należy zorientować odpowiednio moduł względem mogącego pojawiać się cienia. Przy takiej optymalizacji należy uwzględnić typ modułu i jego budowę.

Ustawienie poziome modułów 

Wpływ zacieniania na moduły cienkowarstwowe i klasyczne z krzemu krystalicznego przy ustawieniu poziomym.

W przypadku ustawienia poziomego modułów, gdy cień pojawia się wzdłuż modułu w przypadku modułów cienkowarstwowych z uwagi, że cień w całości obejmie część ogniw dioda bocznikująca "wyłączy" cały moduł z pracy. Z koeli w przypadku modułów klasycznych przy takim ustawieniu z uwagi na posiadane 3 diody bocznikujące jedynie jedna trzecia modułu zostanie "odcięta" przez diodę bocznikującą z uwagi na zacienienie ogniw obsługiwanych przez tą diodę.

Ustawienie pionowe modułów

 Wpływ zacieniania na moduły cienkowarstwowe i klasyczne z krzemu krystalicznego przy ustawieniu pionowym.

W przypadku ustawienia pionowego modułów sytuacja jest odmienna. W przypadku modułu cienkowarstwowego cień obejmuje każde ogniwo jednak tylko w części z tego powodu utrata mocy jest proporcjonalna do skali zacienienia. Z kolei w przypadku modułu klasycznego krzemowego cień obejmie w całości przynajmniej jedno ogniwo z każdego z łańcuchów obsługiwanych przez każdą z diod bocznikujących. Z tego powodu proporcjonalnie niewielkie zacienie spowoduje wyłączenie całego modułu z pracy.

Odmienny wpływ zacienienia na moduły cienkowarstwowe i klasyczne krzemowe wynika z innej budowy ogniw i stosowania kilku diod bocznikujących w modułach z krzemu krystalicznego. Należy pamiętać, że ogniwa w module cienkowarstwowym nie muszą mieć układu pionowego mogą być w układzie poprzecznym, czyli wzdłuż krótszej krawędzi modułu. W takim przypadku wpływ cienia jest odwrotny do zaprezentowanego w przykładzie.

Zobacz także wpis: Wpływ silnego i słabego zacienienia

Rzadsza aktywność na blogu wynika z prac nad nową książką o fotowoltaice.  Przy moim zaskoczeniu w ciągu kilku miesięcy wyczerpania uległ nakład poprzedniej edycji książki "małe instalacje fotowoltaiczne". 

Skutki słabego i silnego zacienienia modułu fotowoltaicznego

O skutkach i wpływie zacienienia pisałem już na blogu.

Diody bocznikujące i ich wpływ na wydajność paneli PV 

Instalacja paneli fotowoltaicznych a strefy zacienienia na dachu

Dziś przedstawię różnicę między skutkami lekkiego i silnego zacieniania modułu fotowoltaicznego.

Charakterystyka prądowo napięciowa modułu w przypadku silnego punktowego zacieniania i słabego rozproszonego zacieniania.

Patrząc na charakterystykę prądowo - napięciową należy zauważyć że prostym pomiarem prądu zwarcia Isc i napięcia obwodu otwartego Voc w przypadku modułów wyposażonych w diody bocznikujące nie zauważymy istotnych zmiana w parametrach. Skutki zacienienia uwidaczniają się w napięciu w punkcie pracy Vmpp i natężeniu prądu w  punkcie prac Impp których bez odpowiedniego obciążenia modułu nie jesteśmy w stanie zmierzyć.

Analizując przykład po lewej obrazujący silne zacienienie grupy ogniw. W takiej sytuacji silne zacienienie skutkuje w części ogniw pojawieniem się napięcia obwodu otwartego a prąd przepływa przez dwie z trzech diod bocznikujących. Skutkiem takiego stanu rzeczy jest spadek mocy z teoretycznych w danych warunkach słonecznych ok. 190 W do ok 60 W. Należy zauważyć, że rzeczywisty punk mocy maksymalnej (czarna kropka) znajduje się przy znacznie niższym napięciu niż teoretyczny punkt mocy maksymalnej niezacienionego modułu. Z kolei natężenie prądu jest zbliżone do teoretycznego możliwego do uzyskania przez niezacieniony moduł. Analizując przykład po prawej należy zauważyć, że charakterystyka prądowo napięciowa wygląda odmiennie. Rozproszone lekkie zacienienie na wielu ogniwach nie aktywowało diod bocznikujących, lecz skutkowało spadkiem natężenia prądu w punkcie mocy maksymalnej w stosunku do teoretycznej charakterystyki niezacienionego modułu. Z kolei napięcie na zacienionym module zbliżone jest do napięcia nominalnego teoretycznego możliwego do uzyskania przez niezacieniony moduł. Skutkiem zacieniania jest spadek mocy z teoretycznych 190 W do ok 160 W. 

Reasumując.

Silne zacienienie:

• Znacznie obniża napięcie na modułu
• Nieznacznie wpływa na przepływający prąd

Słabe zacienienie:

• Nieznacznie wpływa na napięcie modułu
• Proporcjonalnie do stopnia i intensywności zacienienia ogniw obniża przepływający prąd

Skutkiem zarówno silnego jak i słabego zacienienia będzie niedopasowanie prądowe lub napięciowe połączonych modułów. Lekkie zacienienie powodujące spadek prądu i niedopasowanie prądowe między poszczególnymi modułami przyczyni się do spadku wydajności wszystkich modułów w łańcuchu. Z kolei silne zacienienie powodujące spadek napięcia i niedopasowanie napięciowe które zaczyna być problematyczne, gdy występują połączenia równoległe między modułami czuli, gdy mamy dwa lub więcej łańcuchów połączonych równolegle.

Ochrona odgromowa instalacji fotowoltaicznej

Warunkiem zadowolenia z instalacji fotowoltaicznej jest jej niezawodna praca przez długie dziesięciolecia. W tym przypadku w miarę możliwości należy instalację PV zabezpieczyć przed zdarzeniami losowymi w szczególności przed uderzeniem pioruna. Aby uzyskać niezbędne zabezpieczenie należy wykonać instalację odgromową lub zmodyfikować istniejącą instalację na budynku zgodnie z normami: 

PN-EN 61173:2002 

PN - EN 62305-1:2008 

PN - EN 62305-2:2008 

PN - EN 62305-3:2009 

PN - EN 62305-4:2009 

Dla inwestora pewnym wyznacznikiem powinny być także standardy wypracowane na największym rynku fotowoltaicznym, czyli w Niemczech. W kraju tym firmy ubezpieczające instalacje PV wymagają dla instalacji o mocy większej od 10 kW instalacji odgromowej wykonanej w III poziomie ochrony oraz wewnętrznej ochrony przeciwprzepięciowej. Z kolei dla wolnostojących instalacji fotowoltaicznych konieczne jest zastosowanie urządzeń ochrony przeciwprzepięciowej i systemu wyrównania potencjałów. 

W przypadku instalacji odgromowej należy zapewnić odpowiednie rozmieszczenie zwodów gwarantujące bezpieczeństwo instalacji. Układ zwodów na dachu czy ziemi powinien opierać się o jedną z trzech poniższych metod: 

– metoda toczącej się kuli (odpowiednia w każdym przypadku); 

– metoda kąta ochronnego (odpowiednia dla budynków o prostych kształtach); 

– metoda oczkowa (odpowiednia dla powierzchni płaskich). 

Stosując metodę toczącej się kuli strefę bezpieczeństwa wyznacza się za pomocą wirtualnego toczenia kuli o odpowiednim promieniu po instalacji. W tych miejscach na powierzchni, które nie są dotykane przez kulę, nie istnieje zagrożenie bezpośrednim uderzeniem pioruna. Dla III poziomu ochrony promień kuli powinien wynosić 45m. 

Wyznaczanie strefy ochronnej instalacji odgromowej w przypadku instalacji fotowoltaicznej na dachu (metoda toczącej się kuli i metoda kąta ochronnego)

Wyznaczanie strefy ochronnej instalacji odgromowej w przypadku instalacji fotowoltaicznej na ziemi lub dachu płaskim (metoda toczącej się kuli i metoda kąta ochronnego)

W przypadku metody kąta ochronnego strefę bezpieczeństwa wyznacza wirtualne pole stożka wyznaczonego przy danym kącie α. Kąt ochronny α zależy od wysokości zwodu i klasy ochrony i jest wyznaczany zgodnie z poniższym rysunkiem. Analogicznie w przypadku wyznaczania kąta ochronnego obszar znajdujący się w granicach kąta jest bezpieczny. 

Kąt ochronny alfa w zależności od wysokości h dla III klasu LPS

 Ważną kwestią przy dostosowywaniu instalacji odgromowej do zabezpieczenia instalacji fotowoltaicznej jest zachowanie odpowiednich odstępów izolacyjnych. Ich zadaniem jest zabezpieczenie elementów instalacji fotowoltaicznej przed przeskokami iskrowymi czy łukami elektrycznymi, które w czasie trafienia piorunem instalacji odgromowej mogłyby pochodzić od zwodów czy przewodów piorunochronnych. Odstępy izolacyjne zgodnie z normą PN - EN 62305-3:2009 wyznacza się na podstawie wzoru:

Gdzie 

S - minimalny odstęp izolacyjny 

ki - współczynnik uzależniony od klasy ochrony 0,04 dla III i klasy LPS 

km- współczynnik uzależniony od materiału odstępu izolacyjnego 1 - dla powietrza 

kc- współczynnik uzależniony od rozpływu prądu w przewodach 1 – dla 1 przewodu odprowadzającego, 1…0,5 – dla 2 przewodów odprowadzających, 

l - długość w metrach, mierzoną wzdłuż zwodu lub przewodu odprowadzającego od punktu, w którym jest rozpatrywany odstęp izolacyjny, do punktu najbliższego połączenia wyrównawczego. 

Instalacja odgromowa wokół instalacji fotowoltaicznej na dachu wraz z zaznaczonymi odstępami izolacyjnymi S

Z reguły wystarczający odstęp izolacyjny S zawiera się między 0,5 a 1 m. Pewien problem pojawia się gdy między elementami instalacji PV a elementami instalacji odgromowej niemożna zachować odstępu izolacyjnego np. z uwagi na stalową konstrukcję dachu lub jego pokrycia lub z uwagi na pełne wypełnienie panelami powierzchni dachu. W takim przypadku, aby zabezpieczyć baterie słoneczne przed przeskokami ładunków elektrycznych z instalacji piorunochronowej należy metalowe elementy konstrukcji paneli połączyć z instalacją odgromową.


Więcej o ochronie przed piorunami instalacji fotowoltaicznej w przygotowywanej książce. Małe instalacje fotowoltaiczne – dobór i ekonomika

Zobacz także:

Do czego potrzebna jest sprawność modułu PV 

Panel fotowoltaiczny - jak wybrać najwydajniejszy ? 

 

Gorący punkt (hot spot) – realny problem czy kreatywny marketing.

Wśród renomowanych producentów paneli fotowoltaicznych można znaleźć informację jakoby oferowanych przez nie produkty były wolne od problemu gorących punktów (ang. hot spot), czyli defektów, które w konsekwencji w szczególnych przypadkach mogą prowadzić do samozapłonu modułu fotowoltaicznego.

Czym są i jak powstają gorące punkty?

Podczas poszczególnych etapów produkcji baterii słonecznej ogniwa fotowoltaiczne tworzące panel fotowoltaiczny poddawane są działaniu różnych chemikaliów, wysokiej temperatury, jaki i naprężeniom mechanicznym. Wszystkie te działania i czynniki mogą prowadzić do powstania bardzo małych wad materiałowych w postaci mikropęknięć, które są bardzo trudne lub wręcz nie możliwe do wychwycenia podczas standardowej kontroli, jakości baterii słonecznej. Także uszkodzona izolacja czy mikro uszkodzenia paneli powstałe podczas transportu mogą również powodować tzw. Hot-spoty. Gorące punkty nie stanowią większego problemu przy normalnej baterii słonecznej. Problemy pojawiają się, gdy część modułu fotowoltaicznego znajdzie się w półcieniu. W takim przypadku w nieoświetlanych ogniwach zaczyna przepływać prąd wsteczny prowadzący do nagrzewania się zacienionych ogniw. Szczególnie szybko nagrzewają się miejsca, w których ogniwo posiada defekty czy mikropęknięcia tworząc wspomniane gorące punkty - hot spot. Zdaniem niektórych producentów baterii słonecznych części obszaru hot-spot może nagrzać się do ponad 250 ° C, co może doprowadzić do uszkodzenia ogniwa lub nawet w najgorszym przypadku samozapłonu panelu.

Czy gorące punkty stanowią realne zagrożenie?

Osobiście nie spotkałem się z przypadkiem samozapłonu instalacji PV. Należy tutaj zaznaczyć, że w przypadku poprawnie zainstalowanej instalacji nie może dochodzić do częściowego zacieniania z uwagi choćby na wydajność instalacji i groźbę uszkodzenia paneli nawet wolnych od gorących punktów. Z drugiej strony należy dodać, że zakup paneli oznaczonych Hot-Spot Protect nie daje 100% pewności, że instalacja jest wolna od problemu gorących punktów. Nawet, jeżeli panele wyjechały z fabryki wolne od mikro defektów mogą one powstać na etapie transportu czy instalacji! 100% pewność mogłoby dać badanie przeprowadzone po zainstalowaniu paneli. Można go wykonać w relatywnie prosty sposób doprowadzając, do celowego zacienienia części paneli i obserwując ich temperaturę za pomocą kamery termowizyjnej. Takie badanie może być zasadne, gdy z różnych przyczyn nie da się w 100% wyeliminować zacienienia części instalacji (np. z uwagi na kształt dachu, okoliczne drzewa, kominy słupy) a samozapłon mógłby mieć katastrofalne skutki gdyż instalacja znajduje się blisko materiałów łatwopalnych (np. na dachu domu).

Szerzej ten problem postaram się zgłębić w przygotowywanej książce na temat małych instalacji fotowoltaicznych.

Dioda bypass w panelach fotowoltaicznych

Dioda bypass czy używając polskiego określenia dioda bocznikująca jest ważnym elementem każdego panelu fotowoltaicznego. Diodę bypass wlutowuje się równolegle w łańcuch ogniw fotowoltaicznych a jej polaryzacja jest przeciwna do ogniw. W normalnych warunkach pracy ogniwa fotowoltaiczne spolaryzowane są w kierunku przewodzenia natomiast dioda bypass spolaryzowana jest w kierunku zaporowym. Gdy panele fotowoltaiczne są oświetlone prąd przepływa jak na rysunku: 

Przepływ prądu przez panele fotowoltaiczne w przypadku normalnego oświetlenia

 W przypadku, gdy wystąpi zacienienie ogniw w panelu fotowoltaicznym i łańcuchu ogniw fotowoltaicznych pojawi się prąd w kierunku zaporowym dioda bocznikująca polaryzuje się w kierunku przewodzenia i umożliwia przepływ prądu z niezacienionych paneli fotowoltaicznych. Prąd przepływa jak na rysunku:

Przepływ prądu przez panele fotowoltaiczne w przypadku zacienienia środkowego panelu.

Diody bocznikujące – diody bypass montowane są zazwyczaj w puszce przyłączeniowej z tyłu panelu fotowoltaicznego taka lokalizacja ułatwia ich wymianę w przypadku uszkodzenia. 

Zdjęcie diody bypass w puszcze przyłączeniowej baterii słonecznej

Skutki montażu diód bypass w panelach fotowoltaicznych. 

Diody bocznikujące są niezbędnym elementem panelu fotowoltaicznego gdyż chronią instalację przed skutkami zacienienia. W przypadku podłączenia kilku paneli fotowoltaicznych w szeregu celem zwiększenia napięcia prąd płynący w obwodzie będzie równy prądowi najsłabszego elementu układu. W przypadku zacieniania jednego z paneli fotowoltaicznych moc układu radykalnie spadnie. Przed taką utratą mocy w całej instalacji chronią diody bypass, wyłączając z łańcucha zacieniony panel, przez co redukują straty w całej instalacji oraz redukują ryzyko uszkodzenia zacienionego ogniwa. (przez zacienione ogniwo przepływa prąd w kierunku przeciwnym powodując znaczące przegrzanie ogniwa). Należy pamiętać, że konsekwencją stosowania diód bocznikujących jest także brak możliwości ładowania akumulatora bezpośrednio panelem fotowoltaicznym gdyż w przypadku zacienienia dioda bypass spowodowałaby zwarcie na akumulatorze. Oczywiście ładowanie akumulatora bezpośrednio baterią słoneczną nie jest wskazane nawet w przypadku braku diody bypass w panelu fotowoltaicznym z uwagi na niedostosowanie prądu i napięcia ładowania.


Inne wpisy z fotowoltaiki: 

Panel fotowoltaiczny - punkt mocy maksymalnej i rzeczywista moc?

Czytelnik bloga zadał mi ostatnio ciekawe pytanie, na które odpowiedź może zainteresować szersze grono fascynatów fotowoltaiki. Pytanie dotyczyło mocy maksymalnej uzyskiwanej z baterii słonecznej w systemie 12V. Czytelnika zastanawiało, dlaczego nawet w pełni słoneczny dzień panel fotowoltaiczny o mocy 200[W] w systemie z akumulatorem 12 V nie osiągał nawet połowy mocy podawanej przez producenta?
Aby odpowiedzieć na to pytanie należy spojrzeć na charakterystykę prądowo napięciową baterii słonecznej.

Panel fotowoltaiczny - charakterystyka prądowo napięciowa z zaznaczonymi punktami pracy

Na osi poziomej many napięcie w woltach na osi pionowej natężenie prądu w amperach. Mnożąc napięcie razy natężenie uzyskujemy moc baterii słonecznej, która zależy nie tylko od warunków słonecznych, lecz także od sposobu obciążenia. Moc panelu fotowoltaicznego znajdująca się na tabliczce znamionowej podawana jest przez producenta w punkcie mocy maksymalnej, czyli w miejscu, w którym iloczyn napięcia i natężenia prądu (UxI) jest największy. Stąd też na module fotowoltaicznym możemy znaleźć oznaczenia VMPP (Voltage at Maximum) napięcie w punkcie mocy maksymalnej oraz IMPP (Current at Maximum Power) natężenie prądu w punkcie mocy maksymalnej. Kupując panel fotowoltaiczny, którego VMPP napięcie w punkcie mocy maksymalnej wynosi np. 30V i podłączymy go do systemu 24V, w którym akumulatory ładowanie są napięciem ok. 26V przesuwamy się w lewo na charakterystyce prądowo napięciowej a nasz iloraz UxI jest niższy od maksymalnego (czerwona kropka). Jeszcze większe straty będzie miał system 12V w przypadku, którego iloraz UxI będzie ponad dwukrotnie mniejszy od optymalnego.

Panel fotowoltaiczny - charakterystyka prądowo napięciowa oraz krzywa mocy

Powyższy rysunek charakterystyki prądowo napięciowej wraz z linią mocy modułu fotowoltaicznego wyraźnie pokazuje, że każde znaczące (ponad 1-3V) odejście od napięcia w punkcie mocy maksymalnej zarówno w lewo jak i prawo powoduje znaczny spadek mocy maksymalnej baterii słonecznej.

Panel fotowoltaiczny - charakterystyka prądowo napięciowa CIGS

Cienkowarstwowe baterie słoneczne np. CIGS CdTe czy amorficzne zazwyczaj posiadają bardzo wysokie napięcia w punkcie mocy maksymalnej z tego też powodu w systemach 12 i 24V będą odznaczać się największymi stratami.

Rozwiązanie problemu

Najprostszym rozwiązaniem problemu jest zastosowanie regulatora ładowania wykorzystującego technikę MPPT (Maksimum Power Point Tracking). Tego typu regulator wyposażony jest w przetwornicę DC/DC oraz algorytm śledzenia punktu maksymalnej mocy. W efekcie niezależnie od napięcia ładowania regulator zapewnia odpowiednie dopasowanie energetyczne modułu fotowoltaicznego wymuszając pracę baterii słonecznej z optymalnym napięciem i natężeniem prądu oraz zamieniając go na odpowiednie napięcie ładowania. Zastosowanie regulatora MPPT jest proste i zapewnia wysoką wydajność niestety regulatory tego typu są drogie i zasadność ich wykorzystania pojawia się w przypadku większych instalacji ponad 1 - 2 kW.

W przypadku wyspowych mikroinstalacji fotowoltaicznych rozwiązaniem jest dopasowanie napięcia panelu fotowoltaicznego do napięcia systemu. Należy pamiętać, że VMPP, czyli napięcie w punkcie mocy maksymalnej zmienia się w niewielkim zakresie w szerokim spektrum warunków słonecznych (znacząco zmienia się natężenie prądu). Dobierając panel fotowoltaiczny o napięciu VMPP nieznacznie wyższym od napięcia systemu sprawimy, że strata mocy będzie niewielka.

Moc maksymalna oraz stopień wykorzystania mocy maksymalnej dla wybranych baterii słonecznych w systemach 12 i 24V

Panel fotowoltaiczny Q cell G2 235-245, Natężenie promieniowania słonecznego 1000W/m2
	Napięcie [V]	Natężenie [A]	Moc Maksymalna [W]	Stopień wykorzystania mocy maksymalnej
Punkt pracy optymalnej	28,34	7,74	219,4	100%
Punkt pracy system 24 V	26	8	208	95%
Punkt pracy system 12 V	13	8,18	106,3	48%
Panel fotowoltaiczny Suntech 195. Natężenie promieniowania słonecznego 1000W/m2
Punkt pracy optymalnej	36,4	5,36	195	100%
Punkt pracy system 24 V	26	5,5	143	73%
Punkt pracy system 12 V	13	5,6	72,8	37%
Panel fotowoltaiczny cienkowarstwowy CIGS firmy Qcell UF 75. Natężenie promieniowania słonecznego 1000W/m2
Punkt pracy optymalnej	53	1,4	74	100%
Punkt pracy system 24 V	26	1,7	44,2	60%
Punkt pracy system 12 V	13	1,7	22,1	30%
	Napięcie [V]	Natężenie [A]	Moc Maksymalna [W]	Stopień wykorzystania mocy

Dobierając odpowiednie moduły fotowoltaiczne i napięcie systemu można uzyskać wysoki współczynnik wykorzystania mocy rzędu 95-97%. Spośród dostępnych paneli fotowoltaicznych znacznie łatwiej dopasować VMPP (Napięcie w punkcie mocy maksymalnej) do systemu 24V niż do 12V. W przypadku niskonapięciowych systemów prądu stałego najgorzej spisują się panele cienkowarstwowe, które często pracują na napięciach w punkcie mocy maksymalnej powyżej 50V dlatego w systemach 12/24V bez regulatora MPPT charakteryzują się bardzo wysokimi stratami.

REKLAMA

Energooszczędność świetlówek energooszczędnych.

Świetlówki kompaktowe pozwalają znacznie zaoszczędzić energię przeznaczoną na oświetlenie. Może nie jest to reklamowane przez wielu producentów 80% w stosunku do żarówek żarnikowych, lecz z pewnością 60-70% czyli naprawdę sporo.

Świetlówki nie mają dobrej prasy i z punktu widzenia ekologicznego i rzeczywiście nie są najbardziej przyjaznym dla środowiska urządzeniem dziś jednak skoncentruję się na aspekcie energetycznym świetlówek i obalę jeden powszechny mit na ich temat.

Panuje często powtarzana opinia, że świetlówek kompaktowych nie „opłaca” się instalować w miejscach gdzie oświetlamy często, lecz krótko gdyż tego typu źródła światła zużywają dużo energii podczas startu i przy krótkim czasie oświetlenia nie są oszczędne?

Ten mit o dużym zużyciu energii jest bardzo powszechny, lecz nieuzasadniony. Aby go obalić zmierzyłem przy pomocy dokładnego watomierza pobór mocy czynnej i biernej kilku świetlówek, jakie miałem w domu. Z uwagi, że świetlówki mam już od dłuższego czasu do testów trafiły zarówno urządzenia renomowanych producentów (na marginesie dające bardzo dobre światło) jak i urządzenia niskobudżetowe kupione w markecie. Wyniki testu w każdym przypadku były jednakowe. Żadna z testowanych świetlówek nie charakteryzowała się nadmiernym zapotrzebowaniem na moc podczas startu nawet w przy głębokim wychłodzeniu. W przypadku celowego wychładzania świetlówki charakterystyczny był pobór mocy mniejszej od nominalnej do momentu rozgrzania, co obrazuje poniższy wykres.

Im świetlówka jest bardziej wychłodzona tym dłużej się nagrzewa świecąc słabiej i pobierając moc mniejszą od nominalnej.

Mówiąc o energooszczędnych świetlówkach kompaktowych należy także wspomnieć o ich zużyciu mocy biernej. Świetlówka nie jest czystą reaktancją, dlatego oprócz poboru mocy czynnej, czyli tej, za którą płacimy pobiera z sieci sporo tzw. mocy biernej, czyli energii, która nie jest zamieniana na pracę (gospodarstwa domowe nie płacą za pobieraną moc bierną). Średnio testowane świetlówki kompaktowe pobierały w przybliżeniu tyle samo mocy biernej czynnej. Widać to dobrze na powyższym wykresie mocy pozornej, czyli sumy geometrycznej mocy czynnej i biernej.

Podsumowanie
Świetlówki kompaktowe nie pobierają dużo energii podczas startu.
Świetlówki kompaktowe pobierają oprócz mocy czynnej w takiej samej ilości także moc bierną.

Słownik
Moc czynna – moc pobierana ze źródła i zamieniana na pracą, światło, lub ciepło za nią płacimy.
Moc bierna – moc pobierana ze źródła niezamieniana na pracę, lecz niezbędna do działania urządzeń jak silniki i transformatory.
Moc pozorna – iloraz napięcia i natężenia prądu, czyli suma geometryczna mocy czynnej i biernej.

Pompa ciepła powietrze woda – tylko dla ogrzewania niskotemperaturowego.

Pompy ciepła wykorzystujące, jako dolne źródło powietrze zdobywają coraz większą popularność. Z jednej strony w przypadku tego typu pomp ciepła nastąpił duży postęp technologiczny, który wiąże się z rosnącym COP a także z możliwością pracy w bardzo niskich temperaturach rzędu -20, 25C, co sprawia, że pompa na bazie dolnego źródła w postaci powietrza atmosferycznego może być w polskim klimacie monowalentnym źródłem ciepła. Z drugiej strony pompy ciepła powietrze/woda charakteryzują się prostszym i znacznie tańszym montażem głownie z uwagi na brak kosztownych prac związanych z wykonaniem dolnego źródła. Wymienione zalety powietrznych pomp ciepła nie oznaczają, że są one idealnym, rozwiązaniem dla każdej instalacji. W mojej ocenie nie jest zasadne stosowanie tego typu urządzeń w instalacjach wysokotemperaturowych i nie mam tu na myśli grzejników zasilanych temperaturą maksymalną 90 C bo w takim przypadku pomp ciepła zupełnie się nie stosuje. Producenci powietrznych pomp ciepła często podkreślają, że ich urządzenia z powodzeniem mogą podgrzewać wodę do 50 – 60 C i rzeczywiście w teorii systemy ogrzewania pracujące na takich temperaturach można by zasilać powietrzną pompą ciepła. Zasadniczy problem polega jednak na tym, że wraz ze wzrostem temperatury zasilania znacząco spada efektywność takiej pompy ciepła.

Wykres COP dla powietrznej mamy ciepła dla różnych temperatur zasilania w funkcji temperatury dolnego źródeł ciepła. Źródło STIEBEL ELTRON

Wykres pokazuje, że między pracą pompy dla zasilania CO 35C a 50 – 60 C jest przepaść w COP.
Z uwagi, że zależność między efektywnością pracy pompy ciepła a różnicą temperatur między górnym a dolnym źródłem jest w przybliżeniu prostoliniowa możliwe jest przybliżone obliczenie średniorocznego współczynnika COP dla danej pompy i danych warunków klimatycznych. W tym celu niezbędne będzie wykorzystanie arkusza kalkulacyjnego oraz danych meteorologicznych w postaci typowego roku meteorologicznego.

Obliczenia zaczynamy od importu do arkusza kalkulacyjnego danych DBT, czyli danych o temperaturze powietrza. Następnie należy ustalić, na jakiej różnicy temperatur będzie pracować pompa. W tym celu należy wyznaczyć minimalną oraz maksymalną temperaturę zasilania, która będzie skorelowana (liniowo) z temperaturą na zewnątrz budynku. Dla tak wyznaczonych warunków można przystąpić do obliczenia współczynnika COP, godzina po godzinie dla całego sezonu grzewczego. Na szczególną uwagę zasługuje wyznaczenie średniorocznego COP. Nie może być to zwykła średnia gdyż w tym przypadku wysokie COP w miesiącach przejściowych zaburzyłoby realny wynik gdyż najwięcej energii pozyskiwane jest w miesiącach zimowych a waga COP będzie rosła wraz ze spadkiem temperatury na zewnątrz. Dlatego w tym celu należy wyznaczyć średnią ważoną.

Przykład obliczeń dla Krakowa w poniższym pliku

https://docs.google.com/spreadsheet/ccc?key=0AqrQUMXHpwk9dEVrRkN5ZkV5ZVE4RzhpalA1MWYzc1E

Z moich obliczeń wynika że pompa ciepła (celowo nie podaje producenta) pracująca na maksymalnej temperaturze zasilania 35C w okolicach Krakowa jest w stanie osiągnąć średnie COP 3,6 i współczynnik sezonowej efektywności z uwzględnieniem sprawności instalacji (0,8) SPF 2,9. Podnosząc temperaturę zasilania do 50 C średnioroczne COP spada do 2,6 a SPF do2.1 czyli o ponad 25%. Przy temperaturze zasilania 60 spadek COP idzie do 2.3 a SPF do 1,85 co daje spadek o ok. 35%.

Reasumując pompa ciepła powietrze woda jest ciekawą (pod względem kosztów) propozycją dla niskotemperaturowego ogrzewania budynków w przypadku ogrzewania wysokotemperaturowego jej efektywność będzie znacząco spadać.

Biopaliwa drugiej generacji

Do biopaliw II generacji zaliczany jest etanol produkowany z surowców lignino celulozowych. Konwersja odpadków roślinnych na etanol stanowi duże wyzwanie technologiczne. Produkcja etanolu z ligninocelulozowych fragmentów roślin zaczyna się od rozdzielania kłopotliwej w hydrolizie ligniny od celulozy i hemicelulozy. Hydrolizę można przeprowadzić klasycznie przy wykorzystaniu kwasów nieorganicznych jak kwas solny lub siarkowy. Niestety w wyniku tak przeprowadzonego procesu powstają uciążliwe odpady w postaci nieorganicznych soli. Taki proces trudno nazwać „przyjaznym” dla środowiska. Z tego też względu w przy produkcji etanolu z celulozy preferowana jest hydroliza enzymatyczna, w której rozkładu celulozy dokonują enzymy wytwarzane przez odpowiednio dobrane drobnoustroje. Kluczem do efektywnej hydrolizy celulozy jest znalezienie lub stworzenie odpowiednich bakterii lub grzybów. Często wykorzystywana jest tu inżynieria genetyczna w celu usprawnienia pracy istniejących drobnoustrojów oraz zwiększenia ich odporności na czynniki zewnętrzne w tym produkty własnej przemiany metabolicznej. W wyniku hydrolizy celuloza zostaje rozbita na cukry proste, które w wyniku fermentacji mogą zostać przetworzone za pomocą drożdży na alkohol etylowy. Proces konwersji lignino celulozy na etanol może zachodzić pośrednio, gdy najpierw celuloza jest poddawana hydrolizie a następnie fermentacji lub bezpośrednio, gdy hydroliza a następnie fermentacja zachodzą w jednym reaktorze.

Jednym z bardziej znanych procesów przetwarzania celulozy na etanol jest technologia Iogen. Pilotażową instalację tego typu uruchomiono w 2004 roku w Ottawie (Kanada). W rafinerii przetwarzane są słoma, łodygi kukurydzy oraz trawy. Proces produkcji etanolu z celulozy rozpoczyna się od siekania a następnie mielenia roślin. Następnie rozdrobniony mechanicznie surowiec kierowany jest do reaktora, w którym poddawany jest obróbce cieplnej w temperaturze 180 – 250 C w obecności pary wodnej z roztworem kwasu siarkowego o stężeniu 0,5 – 2%. W takich warunkach słoma przebywa od 1 do 5 minut, po czym gwałtownie obniżane jest ciśnienie a uzyskanym produktem jest ciemnobrązowy szlam. Do tak przetworzonej słomy dodawane są celulazy w tym przypadku są to enzymy wytwarzane przez specjalnie wyselekcjonowane grzyby rozkładające drewno. Zadaniem enzymów jest hydroliza otrzymanego we wcześniejszym procesie szlamu, czyli rozkład hemicelulozy oraz celulozy na ksylozę i glukozę, czyli cukry proste. Po zakończeniu procesu hydrolizy otrzymane produkty są filtrowane w celu oddzielenia osadu od roztworu cukrów. W trzecim etapie otrzymany roztwór cukrów kierowany jest do fermentora, w którym do roztworu wprowadzane są drożdże przeprowadzające fermentacje cukrów do etanolu. Otrzymany w wyniku fermentacji roztwór etanolu poddawany jest dwustopniowej destylacji kaskadowej w wyniku, której uzyskiwany jest czysty alkohol etylowy.

Etanol produkowany ze słomy jest znacznie bardziej zrównoważonym sposobem produkcji biopaliw niż wykorzystywanie jadalnych części roślin. Należy jednak pamiętać, że proces produkcji paliw z celulozy także wymaga sporych nakładów energetycznych i jest umiarkowanie wydajny. W metodzie Iogen z jednej tony słomy uzyskuje się ok. 280 litrów etanolu.

Biopaliwa II generacji w tym przypadku etanol produkowany z celulozy są często określane przyszłością motoryzacji. Choć produkowane w ten sposób biopaliwa charakteryzują się lepszą ekonomiką oraz lepszym bilansem energetycznym to jednak osobiście uważam, że przyszłością transportu jest odejście od silników benzynowych a nie sama zmiana paliwa. 

Schemat procesu wytwarzanie etanolu ze słomy źródło:IOGEN corporation