WYKORZYSTANIE JEDNO – I DWUOSIOWYCH UKŁADÓW NADĄŻNYCH

Na podstawie analizy materiałów i dokumentacji technicznych udostępnianych przez firmy z branży fotowoltaicznej stwierdza się, że stosowanie układów jednoosiowego pozycjonowania modułów fotowoltaicznych prowadzi do 20 % - 30 % wzrostu produkcji energii elektrycznej przy 10 % - 15 % zwiększeniu nakładów inwestycyjnych oraz do 30 % - 40 % wzrostu dla układów dwuosiowych z uwzględnieniem 15 % - 20 % wzrostu kosztów początkowych [257]. W rzeczywistości dla lokalizacji o znacznym nasłonecznieniu możliwe jest przekroczenie wyznaczonej granicy, co potwierdzono w [117,259], gdzie zastosowanie układu dwuosiowego Titan Tracker Si - 01TC w okresie 01.10.2008 r. - 30.09.2009 r. dla miejscowości Toledo w Hiszpanii umożliwiło zarejestrowanie, dla miesiąca lipca, spektakularnego zysku energii przekraczającego 57 % w stosunku do wartości dla układu stacjonarnego z kątem 30°.

Wśród wielu analiz dostępnych w literaturze, dotyczących zasadności stosowania różnego typu układów śledzących za Słońcem, spotyka się głównie te dotyczące układów jednoosiowych horyzontalnych lub wertykalnych, traktowanych jako jednostki o mniejszym stopniu złożoności.

Wykorzystanie na dużą skalę jednoosiowych układów nadążnych w instalacji fotowoltaicznej liczącej czterysta sztuk, o łącznej mocy 1,4 MWp przedstawiono w publikacji [148]. Opisana elektrownia pracuje w mieście Tudela w Hiszpanii, o lokalizacji geograficznej 42°03′55″ N, 1°36′24″ W. W rozwiązaniu uwzględniono odpowiednie odległości pomiędzy obiektami, celem ograniczenia kosztów eksploatacyjnych oraz niekorzystnego zjawiska zacienienia. Zarejestrowano wzrost produkcji energii elektrycznej o 40 %, w skali roku w stosunku do układu stacjonarnego usytuowanego z kątem pochylenia β = φ + 10° [148].

Równorzędną analizę porównawczą układu nadążnego jednoosiowego i stacjonarnego dla państwa Irak i Syria przedstawiono w pracach [9,159] rejestrując wzrost produkowanej energii elektrycznej w stosunku do ustawienia jednopozycyjnego o 29,6 % (Irak), dla okresu półrocznego, oraz 20 % (Syria), dla wybranych dni.

Zagadnienie dotyczące jednoosiowej zmiany położenia modułów fotowoltaicznych analizowano również w publikacjach [120,126,197,198,204,208,226], gdzie autorzy przedstawili projekty oraz fizyczne realizacje układu nadążnego za Słońcem dla różnych lokalizacji geograficznych. Celem nadrzędnym większości projektów była maksymalizacja zysku energii elektrycznej w przyjętym przedziale czasu, z jednoczesnym ograniczeniem jej zużycia oraz zachowanie dokładności pozycjonowania z błędem poniżej 1°.

Projekt jednoosiowego elektromechanicznego układu nadążnego, wykorzystujący pomocnicze ogniwa fotowoltaiczne do bezpośredniego zasilania elementu wykonawczego w postaci silnika prądu stałego o magnesach trwałych, przedstawiono w [197]. Zastosowanie dwustronnego ogniwa PV w połączeniu z modułem tej samej technologii umożliwiło zmianę położenia w pełnym zakresie kątowym, w porównaniu do układu przedstawionego dwa lata wcześniej [198], zrealizowanego z wykorzystaniem standardowych modułów jednostronnych ograniczających kąt śledzenia Słońca do 120⁰. Układy umożliwiają pozycjonowanie w kierunku wschód - zachód przy manualnym ustawieniu kąta pochylenia w zależności od wartości szerokości geograficznej.

37

Obok konwencjonalnych elektromechanicznych konstrukcji, sposobem na znaczne ograniczenie zużycia energii elektrycznej są projekty układów nadążnych stosujących alternatywne sposoby zmiany położenia przestrzennego modułu fotowoltaicznego w jednej lub dwóch osiach [54,196,262]. Pasywne układy nadążne wykorzystujące rozszerzalność temperaturową czynników, zwykle freonów, oraz zmianę kształtu materiału na skutek fluktuacji temperatury prowadzącej do zmiany stanu równowagi termodynamicznej to systemy, w których jako elementy wykonawcze stosowane są bimetaliczne paski aluminiowe i stalowe o zmiennym kształcie. Wyeksponowany element na skutek rozszerzalności termicznej ulega intensywnemu ugięciu w wyniku czego powstaje moment nierównowagi generujący przemieszczenie. Przysłonięty fragment ulega schłodzeniu, natomiast obrót układu powoduje w konsekwencji jego odsłonięcie, nagrzewanie i stopniowe ugięcie tłumiąc drgania oscylacyjne. Model jednoosiowego układu z tłumikiem oscylacji umożliwił wzrost wydajności o 23 % w stosunku do układu jednopozycyjnego [54].

Przewaga układów automatycznego pozycjonowania modułów fotowoltaicznych nad układami stacjonarnymi nie wyklucza jednak tych ostatnich z wielu aplikacji wspólnych, co potwierdzono w 2012 roku w pracy [11], gdzie N. Angulo oraz współautorzy wykazali, że dla specyfiki regionu archipelagu wysp Kanaryjskich (Gran Canaria) odpowiednim rozwiązaniem jest budowa zintegrowanych systemów dachowych łączących zalety układu stacjonarnego o optymalnym kącie pochylenia do podłoża oraz - nadążnego dwuosiowego. Zastosowane zintegrowane rozwiązanie z kątem orientacji  = 20° (zbliżonym do kąta szerokości geograficznej) zwiększyło produkcję energii elektrycznej nawet o około 48 % w odniesieniu do orientacji poziomej.

W literaturze polskiej jest niewiele prac poświęconych tematyce oceny bilansu energetycznego i ekonomicznego pracy modułów fotowoltaicznych.

Ekonomiczne aspekty energetyki odnawialnej, z uwzględnieniem zagadnień pozyskiwania energii elektrycznej z konwersji fotowoltaicznej, kosztów jej wytwarzania i dystrybucji według założeń i wymagań Unii Europejskiej, analizowano w pracach [179,180,181,245].

Wskazano właściwe metody takie jak metoda UNIPEDE, metoda długookresowa oraz Unii Europejskiej, stwierdzając ich spójność oraz wspólne założenia metodyczne, tzn.

uwzględnienie czasu budowy i eksploatacji obiektu, kosztów inwestycyjnych i likwidacyjnych, które sprowadza się do wspólnego momentu czasowego z uwzględnieniem rachunku dyskonta. Również w pracy autora [37] dokonano porównania jednostkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej dla różnych technologii wytwórczych, w tym elektrowni wiatrowych onshore i offshore, wodnych i konwencjonalnych węglowych, wskazując na znaczne koszty produkcji energii elektrycznej dla ogniw słonecznych (520 - 880 €/MWh (2007 r.), 270 - 460 €/MWh (2020 r.), 170 - 300 €/MWh (2030 r.)).

Zwrócono również uwagę na perspektywistyczny spadek cen modułów PV oraz komponentów składowych systemu, który w istotny sposób przełoży się na poprawę opłacalności inwestowania w sektorze fotowoltaicznym.

Rozszerzeniem zagadnień rozpatrywanych przez naukowców z Politechniki Warszawskiej [180,181] jest analiza uwzględniająca ryzyko inwestycyjne oraz modele do szacowania stopy ryzyka techniczno - ekonomicznego dla technologii wielko – i małoskalowych [131], gdzie przedstawiono również odmienny niż w [181] wzrost kosztów wytwarzania energii

38

elektrycznej dla technologii węglowej i jądrowej przy uwzględnieniu stopy ryzyka technicznego.

Porównanie pracy całorocznej układu nadążnego dwuosiowego o sterowaniu czujnikowym z analogiczną - układu stacjonarnego, z wykorzystaniem układów i systemów Laboratorium Automatyki, Robotyki i Systemów Fotowoltaicznych Akademii Górniczo Hutniczej w Krakowie, przedstawiono we współautorskich pracach [49,223,224]. Badano system stacjonarny o łącznej mocy 1920 W_p, składający się z czterdziestu ośmiu modułów fotowoltaicznych, połączonych w cztery łańcuchy, zorientowany względem podłoża pod kątem 60° i odchyleniu azymutalnym 20° w kierunku zachodnim oraz układ nadążny dwuosiowy firmy DegerTraker 3000NT, wyposażony w dziesięć modułów PV, o łącznej mocy 2,25 kWp. W przypadku DegerTraker możliwość dostosowania kąta azymutu w zakresie od 0° do 350° i - odpowiednio - pochylenia od 0° do 70° przyczyniła się do wzrostu produkcji energii elektrycznej o 35 % w skali roku w porównaniu do układu stacjonarnego, przy średnim dobowym jej zużyciu na potrzeby zasilania, wynoszącym 100 Wh. Dla wybranych dni słonecznych wzrost ten wynosił nawet 63 %, a dla okresu o umiarkowanym zachmurzeniu stwierdzono wzrost produkcji energii elektrycznej o 40 %.

Uzupełnieniem badań opisanych w [49,223] była przeprowadzona w 2011 roku analiza głównych algorytmów sterowania jak czujnikowy, zegarowy, hybrydowy i awaryjny, ze zwróceniem szczególnej uwagi na problemy wynikające ze stosowania czujników promieniowania słonecznego, takich jak nierównomierne oświetlenie elementu sensorycznego czy chwilowe zachmurzenie prowadzące do aktywacji układu sterowania [177].

J. Teneta i współpracownicy podkreślili także zalety algorytmu hybrydowego, w którym przemieszczanie odbiornika PV w kierunku położenia optymalnego przeprowadzane jest z zastosowaniem sterowania zegarowego, a końcowe dokładne pozycjonowanie następuje w oparciu o sygnały z zewnętrznego czujnika.

Zagadnienie dualnego sterowania poruszali także w swojej pracy z 2004 roku P. Roth, A. Georgiev i H. Boudinov [205], którzy przedstawili układ o nazwie ALTI - AZIMUTH, realizujący sterowanie zegarowe w sytuacji silnego zachmurzenia nieba oraz - sterowanie w zamkniętej pętli sprzężenia zwrotnego z wykorzystaniem 4 – kwadrantowego fotodetektora, gdy gęstość mocy promieniowania słonecznego przekroczy wartość zadaną jak również - J. Song i współpracownicy, którzy w 2013 roku zastosowali czujnik w postaci matrycy fotodiodowej pokrytej soczewką skupiającą promieniowanie słoneczne przez szczeliny o średnicy zbliżonej do wymiarów medium transmisyjnego w postaci światłowodów optycznych [213].

Analizę porównawczą pracy układu nadążnego i stacjonarnego, dla znacznie jednak krótszego okresu (05.09.2009r. - 25.09.2009r.) przeprowadzono w Zakładzie Doświadczalnym Instytutu Budownictwa, Mechanizacji i Elektryfikacji Rolnictwa (IBMER) w Poznaniu, gdzie na podstawie pomiarów mocy elektrycznej realizowanych z częstością 15 minut, wykazano 6,1 % zysk energetyczny w układzie nadążnym dwuosiowym pozycjonowanym z zastosowaniem czterech fotorezystorów, w odniesieniu do stacjonarnego [167].

K. Nalepa oraz współpracownicy z Uniwersytetu Warmińsko – Mazurskiego wykazali natomiast, że dla woj. Warmińsko - Mazurskiego (Olsztyn) dwuosiowa zmiana położenia umożliwia osiągnięcie wzrostu rejestrowanej irradiancji o 30 %, względem wartości z układu

39

niemobilnego, co przekłada się również na znaczny wzrost produkcji energii elektrycznej [168].

Autor, dokonując analizy wpływu nasłonecznienia na wartość energii elektrycznej generowanej przez moduł fotowoltaiczny zainstalowany stacjonarnie i nadążnie [34,74], przedstawił sposób jej wyznaczania na podstawie pomiarów gęstości mocy promieniowania, z uwzględnieniem wpływu temperatury na parametry elektryczne. Rozwiązanie zagadnienia stanowi wprowadzenie do problematyki przedstawionej w pracy [33,35], gdzie przeprowadzono szczegółowe rozważania dotyczące szacowania rocznej produkcji energii elektrycznej w przypadku stacjonarnego i nadążnego ustawienia modułów.

Na podstawie wyników badań własnych i dobowego monitoringu dla lokalnych warunków miejskich w skali roku oraz zależności zaproponowanej przez autora, dokonano oszacowania rocznej produkcji energii elektrycznej. W zestawieniu z danymi nasłonecznienia dla płaszczyzny horyzontalnej, stwierdzono, że wartość zysku brutto przy zastosowaniu układu nadążnego dwuosiowego, osiągnęła 35 %, przy - odpowiednio zysku netto – 26 %.

Szacowane w ten sposób wartości porównano z wynikami rocznej energii elektrycznej produkowanej przez układy rzeczywiste, stwierdzając 42 % oraz 24 % zysk energii elektrycznej [78]. Dodatkowo w [33], przy uwzględnieniu w rozważaniach aspektu ekonomicznego, określono okres zwrotu obu inwestycji dla dwóch wariantów rozliczenia wyprodukowanej energii. Rozszerzeniem poruszanej tematyki o pięć kolejnych sposobów rozliczenia energii elektrycznej jest praca autora [36].

Analizę zbliżoną do przedstawionej przez autorów w [35,77,78] zaprezentowano w 2013 roku w [175]. Ch. Okoye i S. Abbasoglu dla regionu północnego Cypru (35°40′ N), zestawili porównawczo wyniki pomiarów energii elektrycznej pozyskanej w okresie czerwca, lipca i sierpnia z trzech instalacji fotowoltaicznych o jednakowych modułach 100 Wp. Zarówno w przypadku konstrukcji stacjonarnej - z kątem pochylenia równym  = 36⁰ jak i nadążnej sterowanej dwuosiowo, stwierdzono zysk energii elektrycznej w odniesieniu do odbiornika usytuowanego horyzontalnie. Wyniki pomiarów energii w Wh w skali dobowej, dla układu pochylonego i nadążnego w rozpatrywanych miesiącach wynoszą odpowiednio:

900,92 (1420,25), 876,90 (1323,3), 831,18 (1239,76). Największy procentowy zysk energetyczny, wynikający z 2 - osiowego orientowania, stwierdzono dla miesiąca czerwca (58 %), najmniejszy - dla stycznia (28 %), natomiast w pracy autorów [78] wykazano znaczny zysk w maju (56 %), a najmniejszy we wrześniu i grudniu odpowiednio - 3 % i 6 %.

W literaturze zagranicznej autor zlokalizował kilkadziesiąt prac poświęconych analizie porównawczej pracy układu nadążnego dwuosiowego oraz stacjonarnego w różnej skali czasowej jak również - badaniom pracy układów fotowoltaicznych śledzących położenie Słońca na podstawie pozycjonowania jednoosiowego.

Przegląd wybranych prac pozwala na stwierdzenie, że wzrost stopnia złożoności konstrukcji oraz algorytmu sterowania wpływa w istotny sposób na wzrost wielkości generowanej mocy elektrycznej [163] w porównaniu do systemów o niskim stopni zaawansowania [225], gdzie analizowany moduł fotowoltaiczny pracujący w dwóch różnych ustawieniach dla okresu porannego i wieczornego umożliwił osiągnięcie zysku energii elektrycznej o wartości zaledwie 10 % w stosunku do układu skierowanego w kierunku południowym pod kątem równym lokalnej szerokości geograficznej.

40

Wielokryterialne porównanie pracy układów nadążnych jedno - i dwuosiowych z układem stacjonarnym (ang. fixed) dla warunków klimatycznych Indii [56] oraz Rumunii (Brasov) [222], dla wybranego czasookresu, ujawniło między innymi wzrost energii elektrycznej generowanej przez układ jednoosiowy horyzontalny w porównaniu do jednostki stacjonarnej o 32,17 % oraz - odpowiednio - o 81,68 %, z wykorzystaniem układu nadążnego dwuosiowego, wyposażonego w mikrokontroler PIC16F874. Uwzględniając aspekt techniczny, ekonomiczny i energetyczny stwierdzono jednak zasadność stosowania jednoosiowych struktur zmiennopozycyjnych dla obu analizowanych warunków.

Analogiczna analiza porównawcza trzech typów układów fotowoltaicznych (stacjonarny, nadążny jedno - i dwuosiowy) dla regionu południowego Teksasu (USA) [95] wykazała, w stosunku do jednostki z całorocznym kątem pochylenia zbliżonym do lokalnej szerokości geograficznej (25°50′ N), wzrost produkcji energii elektrycznej w skali roku o 31 % - z wykorzystaniem układu jednoosiowego oraz dodatkowy zysk o 7 % - w wyniku zastosowania dodatkowego sterowania w osi horyzontalnej.

Powszechnie jednak spotykanymi pracami w literaturze zagranicznej tematu są te dotyczące analiz krótkoterminowych pracy różnych układów orientowania modułów fotowoltaicznych. Zestawienie układu nadążnego dwuosiowego i układu stacjonarnego wyłącznie dla dni słonecznych miesiąca maja i czerwca dla miejscowości Denizli (Turcja) (37°46′27″ N, 29°05′14″ E) wykazało wzrost energii elektrycznej generowanej przez układ zmiennopozycyjny nawet o 64 % [128], natomiast podobna analiza dla Libanu (33°00' N - 34°50' N, 35°00' E - 36°40' E) [210], z wykorzystaniem czterech czujników fototranzystorowych, przy monitoringu 12 - godzinnych cykli pomiarowych, w różnych warunkach atmosferycznych, wykazała już tylko wzrost generacji energii elektrycznej o 28 % w stosunku do analogicznej - w przypadku układu stacjonarnego.

Krótkookresową analizę dla wybranego dnia słonecznego (20.10.2013 r.) w miejscowości Ałma Ata w Kazachstanie, o lokalizacji geograficznej 43°16′ N, 76°53′ E, przedstawiono w [207]. Porównując funkcjonowanie 4 - kwadrantowego dwuosiowego układu nadążnego i układu stacjonarnego o tej samej mocy maksymalnej modułów stwierdzono wzrost mocy elektrycznej maksymalnie o 31,3 % na korzyść układu nadążnego

W tym samym roku Byeong - Ho, Ju - Hoon, Seung - Dai i Jong - Ho, na podstawie zaprojektowanego i wykonanego dwuosiowego układu nadążnego pozycjonowanego z wykorzystaniem czujnika fotodiodowego, dla miejscowości Gwangju (34°44′ N, 127°44′ E) w Korei Południowej, stwierdzili wzrost generowanej mocy elektrycznej dla miesięcy zimowych w zakresie od 18,3 % do 34 % [40].

Zagadnienie w szerszym ujęciu, z uwzględnieniem oceny zasadności stosowania poszczególnych konfiguracji pracy jak układ stacjonarny, jednoosiowy wertykalny oraz nadążny dwuosiowy, zostało również przedstawione w pracach [1,3,7,120,204], gdzie stwierdzono istotny wpływ zmiany orientacji przestrzennej modułów fotowoltaicznych na otrzymywane charakterystyki prądowo - napięciowe oraz wartość mocy elektrycznej dla różnych typów obciążeń. Wyniki zbieżne z wnioskami innych autorów przedstawiono między innymi w [1,2,154] wskazując na 43,9 %, 37,5 % i 15,7 % wzrost mocy elektrycznej dla odpowiednio układu nadążnego dwuosiowego, azymutalnego i ustawienia całorocznego z kątem pochylenia 32⁰ w stosunku do horyzontalnego dla miejscowości Amman (31°57′ N, 35°56′ E), w Jordanii.

41

M. Mehrtash i inni [156] przedstawili komputerową symulację pracy powszechnie analizowanych układów zmiany orientacji przestrzennej z wykorzystaniem dedykowanego oprogramowania PVSOL. Dla instalacji o mocy 11,04 kWp zlokalizowanej w Montrealu (45°30′ N, 73°33′ W) w Kanadzie, przedstawiono możliwość zwiększenia wartości nasłonecznienia oraz energii elektrycznej o odpowiednio 50,1 % i 65 % (układ azymutalny) oraz - odpowiednio - 55,7 % i 71 % (układ nadążny dwuosiowy). Dla analizowanej lokalizacji stwierdzono konieczność stosowania ustawienia horyzontalnego, w przypadku silnego zachmurzenia nieba, w celu zwiększenia ilości docierającego promieniowania rozproszonego do powierzchni ogniw fotowoltaicznych.

Problematykę, dotyczącą również azymutalnego układu nadążnego dla stolicy Rumunii - Bukaresztu (44°23' N, 26°1' E), z uwzględnieniem doboru odpowiednich czasów załączania elementów wykonawczych, przedstawiono w [39], natomiast B. Huang, Y. Huang, G. Chen, P. Hsu i K. Li w [107] przedstawili sposób na ograniczenie zużycia energii elektrycznej elementów ruchomych analizując jednoosiowy, trójpozycyjny (1A - 3P) układ nadążny dla 30 - miesięcznego okresu pomiarowego (01.03.2010 r. - 31.05.2012 r.) przy jego zintegrowaniu z fasadą budynku, dla miasta Tajpej (Tajwan). Stwierdzono wzrost produkowanej energii elektrycznej o 24,2 % oraz 37 %, dla dni o wysokim nasłonecznieniu.

Badania te stanowiły kontynuację tematyki podejmowanej w 2007 roku [108], gdzie z zastosowaniem tożsamego układu 1A - 3P, o zdeterminowanych godzinach pozycjonowania (10:20, 13:40, 18:30), przy sztucznym oświetleniu LED, stwierdzono wzrost generowanej energii elektrycznej w porównaniu do konfiguracji stacjonarnej o 24,5 %, jej zmniejszenie o 2 % przy nie zachowaniu orientacji południowej oraz 23 % wzrost produkowanej energii w wyniku zastosowania 2 - krotnej koncentracji promieniowania o nieznacznym współczynniku koncentracji, co jest uzasadnione dla większych szerokości geograficznych (LCPV) [80].

N. H. Helwa oraz współpracownicy jako nieliczni [102], na podstawie pomiarów wykonanych w Centrum Energetyki Solarnej w Stuttgarcie (Niemcy), o lokalizacji geograficznej 48°46′ N, 9°10′ E, w wyniku stosowania dwuosiowego układu nadążnego, układu wertykalnego oraz horyzontalnego, wyznaczyli zysk energetyczny w stosunku do jednostki ze stałym kątem pochylenia  = 40° do podłoża i azymutem południowym oraz stwierdzili przewagę pozycjonowania w obu osiach. Dodatkowo, przy założonej dokładności orientowania ogniw krzemowych względem położenia Słońca na poziomie 1 = ± 0,56°

i 2 = ± 10°, zarejestrowano roczne zyski energetyczne odpowiednio 30 % i 18 %, w stosunku do układu stałopozycyjnego i średnie zużycie energii elektrycznej przez układ wykonawczy, odpowiednio 55 Wh/dzień/±0,56° oraz 22 Wh/dzień/±10°.

W pracach autora [75,77,79], na podstawie bilansu energetycznego przeprowadzonego w wyniku monitoringu parametrów pracy instalacji fotowoltaicznej zlokalizowanej w Poznaniu (52⁰40′ N i 16⁰90′ E), na dachu budynku Wydziału Elektrycznego Politechniki Poznańskiej, wykazano przewagę efektywności układu orientowanego nad stacjonarnym.

Dla wybranych dni roku pomiarowego stwierdzono nawet zysk rzędu 53 % (07.07.2013 r.) i - odpowiednio - 55 % (09.07.2013 r.). Zastosowany monitoring umożliwia także szybką ingerencję w przypadku zakłócenia poprawności funkcjonowania układów i przywrócenie właściwego trybu pracy w dwóch pracujących niezależnie od siebie rozwiązaniach.

Zagadnienia związane ze sposobem monitorowania pracy instalacji fotowoltaicznych, również tych przeznaczonych do zasilania wydzielonych obwodów, przedstawiono

42

w publikacjach [96,97,227], w których zwrócono także uwagę na odmienny autonomiczny charakter pracy systemów fotowoltaicznych, przedstawiając ich topologię oraz zasadę działania z uwzględnieniem specyfiki pracy zasobników energii elektrycznej. Stwierdzono istotne znaczenie procesu monitorowania instalacji celem utrzymywania wysokiej ich wydajności, zwłaszcza w przypadku sieci rozległych, co wpływa na wydajność energetyczną systemu. W pracy naukowców z Politechniki Łódzkiej [185] przedstawiono natomiast kompleksowe stanowisko laboratoryjne do monitorowania i oceny współpracy wybranych urządzeń generacji rozproszonej jak mikroturbina gazowa o mocy elektrycznej 30 kW, system fotowoltaiczny stacjonarny (6 kWp) i nadążny (9 kWp), dwie turbiny wiatrowe o mocy 5,5 kW z uwzględnieniem elektrochemicznych zasobników energii, filtrów aktywnych równoległych przeznaczonych do kompensacji wyższych harmonicznych prądu (APF) i układów STATCOM do kompensacji zapadów napięcia. Całość połączono w funkcjonalną strukturę pracującą na sieć niskiego napięcia.

Wyniki pomiarów pochodzące z monitoringu pracy dwuosiowego układu nadążnego, wyposażonego w sześć modułów fotowoltaicznych oraz zlokalizowanego w mieście Leżajsk (50°26' N, 20°42' E), zwróciły uwagę na nierównomierny rozkład mocy elektrycznej w ciągu doby dla polskich warunków klimatycznych, sięgający nawet 80 % (17.05.2012 r.) całkowitej mocy zainstalowanej dla godzin południowych [69,71,258].

Znaczenie zdalnego monitoringu pracy układu nadążnego o dualnym sterowaniu zegarowym i czujnikowym, z wykorzystaniem komunikacji radiowej, podkreślono także w pracach [193,248]. Wskazano na wzrost generowanej energii elektrycznej o 32,3 %, a nawet 37 % dla wybranych dni, przy jednoczesnym zużyciu własnym dla dwumiesięcznego okresu analizy stanowiącym 4,6 % okresowej jej produkcji, w odniesieniu do układu stacjonarnego z kątem pochylenia 45° i azymutem południowym.

Poprawę wydajności działania układu PV, na podstawie informacji zarejestrowanych z wykorzystaniem urządzenia typu datalogger PICOLOG1012, przedstawiono w [219], gdzie na podstawie analizy wskazań mocy wejściowej i wyjściowej oraz parametrów elektrycznych napięcia i natężenia prądu dokonano kilkuprocentowej poprawy wydajności działania analizowanej instalacji.

W pracy autora [31] poruszono kwestię monitoringu parametrów elektrycznych modułów fotowoltaicznych z wykorzystaniem falowników klasy mikro, umożliwiających dostęp do wielu parametrów dotyczących statusu modułów, ich chwilowej wydajności oraz lokalizacji, zwłaszcza w przypadku systemów rozległych. Opisano generację mocy elektrycznej przy prawidłowym i awaryjnym stanie ich pracy.

W przypadku, gdy układ nadążny ulega pozycjonowaniu z wykorzystaniem zewnętrznego czujnika piramidalnego, dobór kąta dwuściennego determinującego wzajemne ustawienie elementów LDR (ang. light dependent resistor) jest kluczowy, ze względu na dokładność obserwacji położenia źródła promieniowania oraz proporcje pomiędzy ilością generowanej energii elektrycznej i wykorzystywanej na potrzeby własne układu [21]. Stosunek ten uzależniony jest także od stopnia zachmurzenia nieba, a dla wysokiej dokładności pozycjonowania w obu osiach może prowadzić do wykorzystania nawet 10 % rocznej produkcji energii elektrycznej [6]. Podobną analizę, dotyczącą wzajemnego ustawienia kątowego dwóch elementów sensorycznych przedstawiono w [216], przyjmując jako odpowiedni kąt dwuścienny 45°.

43

Istotnym aspektem, wpływającym na dokładność, właściwe funkcjonowanie układu i wysterowanie elementów wykonawczych jest dobór rezystancji elementów fotoczułych LDR dla osi wertykalnej i horyzontalnej [120]. Praktyczne wykorzystanie elementów o zmiennych parametrach elektrycznych w funkcji natężenia promieniowania słonecznego do sterowania układem nadążnym jednoosiowym przedstawiono w [10,195].

Niemal identyczną zasadę pozycjonowania, z wykorzystaniem elementów LDR, zaimplementowano w dwuosiowym układzie nadążnym przedstawionym w [63], w którym cztery fotorezystory zainstalowano w punktach środkowych przeciwległych krawędzi modułu fotowoltaicznego.

Wykorzystanie kadmowo - siarkowych fotorezystorów LDR jako elementów światłoczułych do pozycjonowania dwuosiowego układu nadążnego, współpracującego z magazynem energii, regulatorem ładowania i jednofazowym inwerterem potwierdziło ich wpływ na sposób detekcji promieniowania słonecznego i złożoność konstrukcji układu sterowania, przy czym wyniki badań przedstawiono w pracy [17].

Podobny sposób detekcji prostopadłości padania promieniowania słonecznego, wykorzystujący dwa ogniwa słoneczne umieszczone na zboczach piramidalnych pochylonych pod kątem 45° względem wspólnej podstawy, zamiast rezystorów LDR, opisano w pracy [164], gdzie różnicowe połączenie obu elementów powoduje zerowanie wypadkowego prądu z obu ogniw w sytuacji ustawienia optymalnego oraz - prąd sterowania dla sytuacji, gdy kąt pochylenia odbiornika do podłoża nie jest tożsamy z analogicznym dla tej orientacji, β ≠ βopt.

Problematyka konstrukcji elementów detekcyjnych, na podstawie których dokonywane jest pozycjonowanie modułów PV, została także szeroko omówiona w pracach na temat nieliniowej kompensacji optycznej [45] oraz [18,142], gdzie układ sensoryczny przedstawiony w postaci cienkiej maski 4 - kwadrantowego otworu o ustalonej długości ścianki i szerokości szczeliny, generuje sygnał zależny od oświetlanego obszaru detektora.

Zmiana geometrii otworu maski ze zmianą długości ścianki umożliwia kompensację nieliniowych zmian parametrów kątowych β, γ, przez co zależność pomiędzy sygnałami wejściowymi i wyjściowymi można opisać w sposób liniowy.

Obok tradycyjnych technik lokalizowania położenia Słońca na nieboskłonie, w 2004 roku zaprezentowano po raz pierwszy metodę z wykorzystaniem technik wizyjnych [22], gdzie

Obok tradycyjnych technik lokalizowania położenia Słońca na nieboskłonie, w 2004 roku zaprezentowano po raz pierwszy metodę z wykorzystaniem technik wizyjnych [22], gdzie