Взаимное затенение PV-модулей на плоских крышах: параметрическое исследование

Чтобы наши города стали более энергоэффективными, наша городская среда должна не только потреблять энергию, но и производить ее. Плоские крыши весьма удобны для размещения PV-систем по производству возобновляемой энергии, но провести точную оценку энергетического потенциала конкретной системы не так уж просто. Важными конфигурационными параметрами PV-систем являются угол наклона и расстояние между рядами, ведь оба эти парамента влияют на взаимное затенение. В ходе данного исследования были изучены технические и экономические последствия взаимного затенения PV-модулей. В первой части мы сравнили незатененный модуль с затененным модулем при различных расстояниях между рядами и углах наклона, а во второй части смоделировали энерговыработку и сроки окупаемости PV-системы на плоской крыше. При наличии взаимного затенения наблюдалось значительное уменьшение энергопроизводительности, а максимальной энерговыработки удалось достичь при угле наклона 0° и расстоянии между рядами 0 метров. Расчет окупаемости показал, что с учетом будущего роста цен на электроэнергию экономически выгодными могут быть и другие значения угла наклона и расстояния между рядами.

1. Введение

В городах проживает более половины населения планеты [1], и именно города потребялют бóльшую часть мировых энергоресурсов [2]. Разумное проектирование новых городских районов поможет городам достичь своих целей, как в сокращении энергопотребления, так и в производстве собственной энергии, обеспечив им тем самым большую самодостаточность [3]. Крыша – это важнейшая часть любого здания, которая может стать трансформатором ценного солнечного излучения в возобновляемую энергию, однако провести расчет энергетического потенциала PV-системы на крыше не так уж просто. Размещение PV-модулей на плоской крыше всегда требует стратегического подхода. Как следует разместить панели? Так, чтобы они все вместе ежегодно производили как можно больше энергии, или так, чтобы каждая панель принимала на себя максимальную интенсивность солнечного излучения? Взаимное затенение PV-модулей будет приводить к уменьшению выработки энергии по сравнению с тем, когда на модули не падает тень, и хотя взаимное затенение – это давно известный эффект, он редко учитывается в соответствующих программах при оценке энерговыработки PV-систем [4].

В нескольких исследованиях эффект взаимного затенения был признан важным параметром [4-7], однако зачастую его лишь предполагают, а не точно рассчитывают. Влияние взаимного затенения на снижение энерговыработки предполагается на уровне 15% в год [6], или же просто указывается, что «затенение – это один из основных факторов потерь при производстве фотоэлектрической энергии» [4], при этом количественный анализ не проводится. Взаимное затенение зависит от затенения близлежащих объектов, но его эффект также зависит от того, как именно размещены модули и система в целом (примеры – использование шунтирующих (байпасных) диодов и последовательное / параллельное подключение).

Цель данного исследования – изучить влияние различных параметров на общий энергопотенциал PV-модулей при их установке на плоской крыше.

2. Методика

Данное параметрическое исследование проводилось с использованием программы моделирования DIVA-for-Rhino [8]. Это программа моделирования оценки излучения и производительности, внедренная на основе программы CAAD Rhinoceros с использованием модели GenCumulativeSky [9].

Для исследования были взяты солнечные модули известного типа с 3 двухрядными блоками из 20 фотоэлементов каждый и байпасными диодами. Модули такого типа очень распространены на рынке [10] (см. Рисунок 1). В данном исследовании мы приняли, что энерговыработка всего блока определяется фотоэлементом, который принимает наименьшую интенсивность солнечного излучения (иррадиации). В нашем случае наименьший уровень иррадиации был в середине панели (см. заштрихованные фотоэлементы на Рисунке 1). Это значит, что общая энерговыработка модуля рассчитывалась следующим образом:

1-й, 3-й и 5-й ряды всегда давали наименьшую энерговыработку из-за взаимного затенения. Далее энерговыработка модулей была поделена на площадь модуля. При расчете энерговыработки модуля температурное воздействие на фотоэлементы не принималось во внимание. Было принято допущение, что при сравнении относительных разниц между затененной и незатененной панелью разницы в температурах практически одинаковы. На самом деле разница в температурах из-за затенения будет, в основном, в зимний период. Все остальные потери в системе не учитывались.

В программе DIVA-for-Rhino было смоделировано два идентичных ряда PV-панелей. Каждый ряд состоял из пяти панелей / модулей размером 1м х 1,666 м (Рисунок 1).

Центральный модуль первого ряда всегда являлся контрольным модулем, а анализ проводился на центральном модуле второго ряда. Таким образом можно было количественно измерить эффект взаимного затенения. При исключении центрального модуля из ряда побочные эффекты считались несуществующими.

Были изучены следующие параметры:

• Расстояние между рядами d (0,5; 1; 1,5; 2; 2,5 м)
• Угол наклона α (0°, 15°, 30°, 45°, 60°, 75°, 90°)
• Местоположение (г. Лунд, Швеция (55°42′N 13°12′E) и г. Майами, США (25°47′N 80°13′W))

Было принято допущение, что данные параметры оказывают значительное влияние на взаимное затенение, а также определяют окончательные размеры системы в целом, что очень важно для финансовых расчетов. Следует отметить, что сочетание угла наклона 90° и расстояния между рядами 0 м невозможно, поэтому в результатах расчетов его нет.

Результаты моделирования контрольного и затененного модулей в Лунде и Майами влияют на дизайн системы в целом. Во второй части данного исследования мы рассмотрели часть поверхности крыши размером 1 метр х 100 метров для оценки результатов данного моделирования (см. Рисунок 2). Поверхность крыши направлена на юг.

Для моделирования поверхности крыши были взяты те же параметры расстояния между рядами d (0,5; 1; 1,5; 2; 2,5 м) и угла наклона α (0°, 15°, 30°, 45°, 60°, 75°, 90°). В каждом варианте системы первый ряд всегда был незатененным, а остальные ряды были частично затененными. Общая площадь модулей представлена в Таблице 1.

3. Результаты

3.1. Лунд

Результаты расчета годовой энерговыработки модуля площадью 1 м² в г. Лунд представлены на Рисунке 3.

Согласно Рисунку 3, максимальная энерговыработка контрольного модуля достигается при угле наклона от 30° до 45°. В Таблице 2 указаны проценты энерговыработки затененных панелей от максимальной энерговыработки. При угле наклона рядов 0° эффект взаимного затенения отсутствует. При расстоянии между рядами 0 метров эффект взаимного затенения получается максимальным, а по мере раздвигания рядов взаимное затенение уменьшается.

3.2. Майами

Результаты моделирования для г. Майами представлены на Рисунке 4.

Контрольный модуль в Майами дает максимальную энерговыработку при угле наклона 30°. В Таблице 3 указаны проценты энерговыработки затененных панелей от максимальной энерговыработки. Эффект взаимного затенения из-за малого расстояния между рядами оказался незначительным при низких углах наклона рядов, что связано с более высоким положением солнца над Майами.

Сравнение результатов для Лунда и Майами показывает, что эффект взаимного затенения в Майаме меньше, чем в Лунде. В основном это связано с разницей в высоте солнца над горизонтом в данных георгафических точках: в Лунде высота солнца колеблется между 11° (январь) и 58° (июль), тогда как в Майами высота солнца бывает от 41° (январь) до 87° (июль). Кроме того, на результаты может влиять соотношение между прямым и рассеянным излучением, хотя, согласно Таблице 4, значительная разница между двумя георгафическими пунктами наблюдается только в зимние месяцы.

3.3. Поверхность крыши

3.3.1. Энерговыработка

Моделирование, описанное в пунктах 3.1 и 3.2, дало важную информацию для проектирования системы, особенно по таким параметрам, как угол наклона панелей и расстояние между рядами. Данные параметры в свою очередь влияют на число рядов панелей, которые можно разместить на поверхности крыши.

Энерговыработка системы в целом была рассчитана исходя из энерговыработки 1 незатененного ряда панелей + энерговыработки n затененных рядов (число n зависит от того, сколько рядов помещается на крыше). В Таблице 1 представлены данные по общей площади системы при различных значениях вышеуказанных параметров. Энерговыработка системы в целом показана в Таблице 5, где самые высокие показатели энерговыработки выделены жирным шрифтом (наивысшая возможная энерговыработка системы = 1).

Как в Лунде, так и в Майами, лучше всего размещать PV-модули под углом 0° на расстоянии 0 метров между рядами. Хотя угол наклона 0° снижает годовую энерговыработку на 15% (Лунд) и 7% (Майами) в сравнении с оптимальным углом наклона, очень важную роль играет то, что ряды не затеняются (т.е. эффект взаимного затенения равен 0). По мере увеличения расстояния между рядами можно видеть, что наилучший угол наклона – это оптимальный для обеих географических точек (30-45° в Лунде и 30° в Майами). При анализе солнечного излучения в городах потенциал размещаемых на крышах PV-систем зачастую рассчитывается путем умножения площади поверхности на уровень иррадиации в данной местности. Однако такой метод лишь отчасти корректен и годится только для случаев, когда расстояние между рядами равняется 0. Уже при расстоянии между рядами 0,5 метра общая энерговыработка системы сокращается на 28% в Лунде и 30% в Майами, в сравнении со случаями, когда угол наклона равен 0° и расстояние между рядами равно 0.

Для крупных PV-систем очень важно рассчитывать не только энерговыработку, ведь инвесторов также интересуют инвестиционные затраты и сроки окупаемости. Как видно из Таблиц 1 и 4, системы с малым расстоянием между рядами (или равным 0) дают больше кВт в час, но требуют большей площади для размещения модулей (а потому и бóльших затрат на инвестирование). При расчете сроков окупаемости учитываются оба аспекта – стоимость производства электроэнергии и инвестиционные затраты. Система с коротким сроком окупаемости зачастую не обеспечивает достижение максимальной энерговыработки.

3.3.2. Затраты и доходы от системы

Затраты на установку и обслуживание PV-систем зависят от их назначения (жилищное, коммерческое, коммунальное), а также от размера системы. На Рисунке 5 представлены цены на установленную PV-систему [13]. Эффект «экономии на масштабах» четко прослеживается (все линии представляют собой логарифмическую функцию). В данном исследовании затраты на PV-систему были рассчитаны исходя из размера системы и ее назначения (коммерческое).

Крупная PV-система, скорее всего, будет поставлять вырабатываемую электроэнергию в общую сеть. Системы среднего размера, например в многоквартирных домах, как правило, запитывают электроэнергией как само здание, на котором они размещены, так и общую сеть. Обзор цен на электроэнергию в некоторых странах Европы (самые высокие – в Дании, самые низкие – в Эстонии) и в США [14] (см. Таблицу 6) нужен для расчета годовых доходов и сроков окупаемости. С помощью системы годового «чистого измерения» (позволяющей потребителям, у которых есть собственные PV-системы, проводить взаимозачет потребляемой и вырабатываемой электроэнергии, независимо от того, согласуется ли период выработки с перидом потребления [15]) можно легко рассчитывать количество сэкономленной энергии в денежном выражении. Для случаев продажи всей электроэнергии в сеть, в Таблице 6 [16] представлен обзор текущих зеленых тарифов. При этом было сделано допущение, что на инвестиционные затраты по системе не должны были уплачиваться проценты.

Для определения оптимального дизайна PV-системы в Лунде, в Таблице 7 мы представили обзор сроков окупаемости такой установленной на крыше системы при различных ключевых параметрах.

При сохранении текущих цен на электроэнергию в Лунде (1 кВт-ч = 0,2 евро), кратчайшего срока окупаемости можно достичь, установив ряды панелей на расстоянии более 2 метров друг от друга, при угле наклона рядов 30°. Если цена на электроэнергию и / или зеленый тариф вырастет (1 кВт-ч = 0,5 евро), то аналогичных результатов можно будет достичь и при ряде других сочетаний ключевых параметров.

В связи с более высоким уровнем иррадиации, в Майами условия для установки PV-систем более благоприятны, чем в Лунде. В Таблице 8 указаны сроки окупаемости системы при различных ее параметрах в Майами. Как при нынешних ценах на электроэнергию, так и в случае их повышения, лучше всего устанавливать PV-модули под углом 15° на расстоянии как минимум 0,5 метра друг от друга.

4. Обсуждение

При проектировании PV-системы нельзя игнорировать эффекты взаимного затенения. Однако следует иметь в виду, что при увеличении расстояния между рядами панелей взаимное затенение уменьшается и тем самым увеличивается энерговыработка, но при этом сокращается число рядов панелей, которые можно разместить на крыше. Как следствие, возникает вопрос: что важнее – короткий срок окупаемости или максимально возможная энерговыработка (или же некий баланс между этими двумя показателями)? Цены на электроэнергию с годами растут. В Таблицах 7 и 8 показано, что при росте цен на электроэнергию угол наклона панелей и расстояние между рядами становятся менее важными. Поэтому больше не нужно будет стоять перед выбором, ведь параметры системы, при которых будет достигаться высокая энерговыработка, также становятся экономически целесообразными. Результаты исследования также показали, что лучше всего устанавливать PV-модули горизонтально и на расстоянии между рядами 0 метров, хотя расстояние в 0 метров труднодостижимо в реальности, потому что необходимо предусмотреть определенное пространство для установки и обслуживания панелей.

Очень желательно, чтобы данное исследование было продолжено. Было бы весьма полезным проанализировать месячную энерговыработку системы в целом, рассчитав энерговыработку по каждому календарному месяцу отдельно, ведь цены на электроэнергию в Швеции различаются по месяцам. Возможно, такое дополнительное исследование даст иные оптимальные параметры системы (угол наклона и расстояние между рядами). Кроме того, есть смысл доработать приложение Grasshopper (среды, где Rhino подключается к DIVA-for-Rhino), чтобы можно было определять наиболее оптимальные угол наклона и расстояние между рядами для конкретной крыши. Это облегчило бы для архитекторов процесс принятия решений при проектировании.

5. Вывод

В ходе данного исследования были изучены технические и экономические последствия взаимного затенения модулей в PV-системах. В первой части мы сравнили незатененный модуль с затененным модулем при различных расстояниях между рядами и углах наклона. Результаты показали, что при расстоянии между рядами менее 1 метра значительно сокращается энерговыработка модуля. Ряды модулей, размещенные на большем расстоянии друг от друга, также дают меньшую выработку в сравнении с незатененными модулями, но на них меньше влияет взаимное затенение (менее чем на 10%). Эффект взаимного затенения более выражен в Лунде, чем в Майами, в основном за счет большей высоты солнца над горизонтом в Майами в течение всего года.

Во второй части данного исследования мы смоделировали энерговыработку и сроки окупаемости PV-системы на плоской крыше размером 1м х 100 м. Результаты показали, что энергетический потенциал устанавливаемой на крыше системы невозможно рассчитать простым умножением площади крыши на уровень иррадиации, и что в уравнении необходимо также учитывать коэффициент конверсии. Данный коэффициент конверсии (см. Таблицу 5) зависит от: а) угла наклона модулей, б) расстояния между рядами модулей, в) местоположения, и варьируется от 0,26 до 1. Коэффициент конверсии в полной мере учитывает то, что большее расстояние между рядами увеличивает энерговыработку каждого ряда, но уменьшает число модулей, которые можно разместить на крыше. Наилучшая конфигурация системы создается при угле наклона 0° и расстоянии между рядами 0 метров. На маленьких крышах можно делать расстояние между рядами панелей в 0 метров, и ко всем фотоэлементам будет обеспечен доступ, на более же крупных крышах, возможно, понадобится поделить крышу на секции, оставив небольшой зазор между секциями.

Кроме энерговыработки PV-системы, были также рассчитаны сроки окупаемости такой системы при ее установке на плоской крыше. Доход от производства электроэнергии рассчитывался по объему экономии на затратах либо по сумме средств, полученных от поставки электроэнергии в общую сеть. При текущих ценах на электроэнергию в Европе и США, кратчайшего срока окупаемости системы можно достичь при угле наклона модулей 15° в Майами и 30° в Лунде. Рост цен на электроэнергию с годами сделает данные ключевые параметры менее чувствительными, т.е. при разных сочетаниях параметров (угла наклона и расстояния между рядами) можно будет достигать одинаковых сроков окупаемости. Принятие правильного решения по углу наклона и расстоянию между рядами модулей в крупных PV-системах крайне важно, но не всегда просто.

Ссылки:

1.    ООН, World Urbanization Prospects / “Перспективы мировой урбанизации», переработанное издание 2011 г. (основные положения), Департамент по экономическим и социальным вопросам, Editor 2012, ООН: Нью-Йорк.

2.    POLIS, Identification and Mobilization of Solar Potentials via Local Strategies / «Идентификация и мобилизация потенциала солнечных энергосистем через стратегии на местах». Основные направления и опыт пилотных проектов, 2012, Intelligent Energy Europe.

3.    Grewal, P.S. Can Cities Become Self-Reliant in Energy? / «Могут ли города стать более самодостаточными в энергообеспечении?» Анализ технологического сценария для г. Кливленд, штат Огайо. Cities, (0).

4.    Strzalka, A. и соавторы, Large-Scale Integration of Photovoltaics in Cities / «Масштабная интеграция фотоэлектричества в городах». Applied Energy / «Прикладная энергетика», 2012. 93 (0): стр. 413-421.

5.    Kornelakis, A. и Y. Marinakis, Contribution for Optimal Sizing of Grid-Connected PV-Systems using PSO / «Определение оптимальных размеров подключаемых к сети PV-систем с использованием PSO». Renewable Energy / «Возобновляемая энергия», 2010. 35(6): стр. 1333-1341.

6.    Halasah, S.A., D. Pearlmutter и D. Feuermann, Field Installation vs. Local Integration of Photovoltaic Systems and Their Effect on Energy Evaluation Metrics / «Сравнение полевой установки и интеграции в местные сети PV-систем, и влияние этих подходов на оценку энерговыработки». Energy Policy, 2013. 52(0): стр. 462-471.

7.    Quaschning, V. и R. Hanitsch, Increased Energy Yield of 50% at Flat Roof and Field Installations with Optimized Module Structures / «Повышение энерговыработки на 50% при установке системы на плоской крыше и полевые установки с оптимизированной структурой модулей». 2-я Всемирная конференция и выставка по солнечной энергетике 1998 г., Вена, Австрия.

8.    GSD Square, DIVA for Rhino, 2009, Гарвардский университет: г. Кембридж, штат Массачусетс.

9.    Robinson, D. и A. Stone, Irradiation Modelling Made Simple: the Cumulative Sky Approach and Its Applications in PLEA 2004 / «Моделирование иррадиации упростилось: кумулятивный подход и его применение в PLEA 2004», 2004: Эйндховен.

10.  REC Group. Информация о солнечных модулях REC Peak Energy, 2013. Доступно на: http://www.recgroup.com/PageFiles/2422/REC%20PE%20Series%20IEC%20ENG.pdf.

11.  PVGIS. Europe Solar Potential / Солнечный энергопотенциал Европы, 2006. Доступно на: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/.

12.  Вашингтонский университет. Teaching Architecture + Energy Project / Преподавание архитектуры и проекты в энергетике, 1998. Доступно на: http://web.utk.edu/~archinfo/EcoDesign/escurriculum/CLIMATEDATA/CITYDATA/Miami/MiamiRadiation%7F.html.

13.  Goodrich, A., T. James и M. Woodhouse, Residential, Commercial, and Utility-Scale Photovoltaic (PV) System Prices in the United States: Current Drivers and Cost-Reduction Opportunities / «Цены на PV-системы жилищного, коммерческого и коммунального назначения в Соединенных Штатах: ключевые определяющие факторы и возможности сокращения затрат», 2012, NREL.

14.  Eurostat, Energy Price Statistics / Статистика цен на энергоресурсы, 2012, Eurostat.

15.  Darghouth, N.R., G. Barbose и R. Wiser, The Impact of Rate Design and Net Metering on the Bill Savings from Distributed PV for Residential Customers in California / «Влияние чистого измерения на сокращение затрат на электроэнергию, поставляемую PV-системами для потребителей в жилых домах Калифорнии». Energy Policy, 2011. 39(9): стр. 5243-5253.

16.  PV-tech. Tariff Watch / Отслеживание тарифов, 2013. Доступно на: http://www.pv-tech.org/tariff_watch/list.

 Переведено с английского.