Każde oszacowanie wydajności energii słonecznej rozpoczyna się od numeru zasobu: ile światła słonecznego dociera do danego miejsca, w jakiej formie i z jakiego kierunku. Trzy składniki natężenia napromienienia — globalne napromieniowanie poziome (GHI), bezpośrednie normalne napromienienie (DNI) i rozproszone napromienienie poziome (DHI) — opisują różne aspekty tego zasobu. Wybór odpowiedniego dla typu systemu nie jest opcjonalny: użycie DNI tam, gdzie odpowiednie jest GHI lub odwrotnie, może spowodować błędy wydajności rzędu 10–30% przed zainstalowaniem pojedynczego modułu.
Trzy składniki natężenia promieniowania słonecznego
Globalne poziome napromieniowanie (GHI) to całkowite promieniowanie słoneczne otrzymane na poziomej powierzchni. Jest to suma promieniowania wiązki bezpośredniej rzutowanej na płaszczyznę poziomą oraz całego rozproszonego promieniowania nieba. GHI mierzy się za pomocą piranometru zamontowanego na płasko. Jest to najszerzej dostępny zbiór danych o natężeniu promieniowania i standardowy punkt wyjścia do modelowania wydajności fotowoltaicznej o stałym nachyleniu.
Bezpośrednie normalne natężenie promieniowania (DNI) to promieniowanie słoneczne docierające do powierzchni, która jest zawsze prostopadła do słońca — tj. śledzi słońce w ciągu dnia. DNI mierzy tylko bezpośrednią składową wiązki, bez udziału rozproszonego. Mierzy się go za pomocą pirheliometru zamontowanego na urządzeniu śledzącym słońce. DNI jest odpowiednią metryką zasobów dla systemów koncentracji (CSP, CPV) i jest składnikiem maksymalizowanym przez jedno- i dwuosiowe trackery słoneczne.
Rozproszone natężenie promieniowania poziomego (DHI) to promieniowanie słoneczne otrzymane z kopuły nieba, z wyłączeniem wiązki bezpośredniej - rozproszonej przez chmury, aerozole i cząsteczki powietrza. Mierzy się ją pyranometrem z tarczą zacieniającą blokującą wiązkę bezpośrednią. W pochmurnym klimacie DHI może stanowić 40–60% GHI. W bezchmurnych warunkach pustynnych może spaść do 10–15%.
Związek pomiędzy tą trójką jest następujący: GHI = DNI × cos(θ) + DHI, gdzie θ jest kątem zenitalnym Słońca (kątem między słońcem a pionem). Ta tożsamość rozkładu ma fundamentalne znaczenie dla wszystkich obliczeń transpozycji.
Którego komponentu użyć dla różnych typów systemów
| Typ systemu | Podstawowy miernik zasobów | Dlaczego |
|---|---|---|
| Instalacja fotowoltaiczna o stałym nachyleniu (montaż na dachu lub na ziemi) | GHI | Panele odbierają zarówno promieniowanie wiązkowe, jak i rozproszone; GHI to punkt wyjścia do transpozycji na powierzchnię pochyloną (POA) |
| Tracker jednoosiowy (SAT) | GHI (lub model GTI) | Narzędzia uzysku transponują GHI na natężenie promieniowania w płaszczyźnie wirującej; Lokalizacje o wysokim DNI odnoszą największe korzyści ze śledzenia |
| Dwuosiowy tracker | DNI + DHI | Podwójna oś doskonale podąża za słońcem; wydajność = składnik DNI + DHI na normalnej powierzchni |
| Koncentracja energii słonecznej (CSP) | Tylko DNI | Lustra skupiają tylko wiązkę bezpośrednią; promieniowania rozproszonego nie można skupić |
| Dwustronny, o stałym nachyleniu | GHI + albedo | Przód wykorzystuje transpozycję GHI; tył wychwytuje promieniowanie rozproszone i odbite od podłoża |
| Fotowoltaika zintegrowana z budynkiem (BIPV) | GTI (płaszczyzna układu) | Powierzchnie pionowe lub nachylone wymagają pełnej transpozycji, w tym rozproszenia okołosłonecznego |
Źródła danych o napromieniowaniu: czego używać przy opracowywaniu projektu
Kilka wiarygodnych baz danych zapewnia długoterminowe miesięczne i godzinne dane dotyczące natężenia napromienienia:
- MOC NASA: bezpłatny, zasięg globalny, dane godzinowe wstecz do 1984 roku. Rozdzielczość ~50 km. Najlepsze do badań przesiewowych na wczesnym etapie.
- PVGIS (Wspólne Centrum Badawcze UE): bezpłatny, doskonały zasięg w Europie, Afryce i Azji. Rozdzielczość ~5 km. Standard dla projektów europejskich.
- SolarAnywhere / Solargis: produkty komercyjne o rozdzielczości do 250 m, analiza niepewności P50/P90 i długoterminowe dane dotyczące trendów. Wymagane w przypadku raportów dotyczących zysków bankowych w projektach >500 kWp.
- Meteorma: standardowy generator TMY (typowy rok meteorologiczny) używany bezpośrednio w PVsyst. Łączy dane satelitarne i ze stacji naziemnej.
- Piranometry stacji naziemnej: najdokładniejsze, ale wymagają 1–3 lat pomiarów na miejscu. Wymagane przez niektórych pożyczkodawców w przypadku projektów o wartości >10 MWp lub w regionach o ograniczonym dostępie do danych (części Azji Środkowej, Afryki Subsaharyjskiej).
Mapy GHI i regionalne punkty odniesienia
| Region | Roczny GHI (kWh/m²/rok) | DNI (kWh/m²/rok) | Korzyści ze śledzenia |
|---|---|---|---|
| Europa Północna (Niemcy, Polska) | 950–1200 | 700–950 | Niski (10–15%) |
| Europa Południowa (Hiszpania, Włochy) | 1500–1900 | 1400–1800 | Umiarkowany (18–22%) |
| Bliski Wschód (ZEA, Arabia Saudyjska) | 1900–2400 | 2000–2600 | Wysoki (22–28%) |
| Azja Środkowa (KZ, UZ) | 1400–1700 | 1300–1600 | Umiarkowany (18–24%) |
| Azja Południowo-Wschodnia (Tajlandia, Wietnam) | 1400–1700 | 1000–1400 | Niski (12–18%) — wysoki stopień rozproszenia |
| Australia (śródlądowa) | 1800–2200 | 1900–2400 | Wysoki (22–27%) |
Od GHI do natężenia promieniowania w płaszczyźnie układu (POA).
Proces modelowania wydajności przekłada GHI na natężenie promieniowania faktycznie padające na nachylone panele – tzw Natężenie promieniowania POA (płaszczyzna układu).. Wymaga to trzech kroków:
- Rozkład: podziel GHI na wiązkę bezpośrednią (Bh) i DHI za pomocą modelu dekompozycji (Erbs, Reindl lub Perez). Jest to potrzebne, gdy dostępny jest tylko GHI i DNI/DHI nie są mierzone oddzielnie.
- Transpozycja: przekonwertować komponenty belki i rozproszenia z kąta poziomego na nachylony kąt powierzchni przy użyciu modelu transpozycji (Hay-Davies, Perez lub Reindl). Model Pereza jest najdokładniejszy w przypadku transpozycji rozproszonej na nachylonych powierzchniach.
- Korekta cieniowania i zabrudzenia: zastosuj prawie zacienione profile horyzontu i ubytki zanieczyszczeń — zobacz nasz artykuł na temat współczynniki utraty zanieczyszczeń — aby uzyskać natężenie promieniowania netto padającego.
Wynikiem jest godzinne natężenie promieniowania POA, które następnie jest łączone współczynniki temperaturowe modułu oraz krzywe wydajności falownika w celu uzyskania szacunkowej rocznej wydajności energetycznej P50.
P50 vs P90: zrozumienie prawdopodobieństwa plonu
Szacunkowy plon P50 to poziom produkcji, który ma zostać przekroczony za 50% lat – mediana. Szacunek P90 (przekroczony w 90% lat) uwzględnia międzyroczną zmienność natężenia napromienienia i jest stosowany jako konserwatywny przypadek w finansowaniu dłużnym. Różnica między P50 i P90 wynosi zazwyczaj 5–10% w przypadku dobrze scharakteryzowanych lokalizacji z długimi zapisami danych i zwiększa się do 10–20% w regionach ubogich w dane, gdzie niepewność modelu satelitarnego jest większa.
W przypadku naszych rynków docelowych w Azji Środkowej i na Bliskim Wschodzie – regionach o wysokim DNI, stosunkowo niskiej frakcji rozproszonej i szybko rozwijającym się wykorzystaniu energii słonecznej – dokładne dane GHI w lokalizacjach projektów są coraz częściej dostępne od firm Solargis i PVGIS. Skontaktuj się z nami aby omówić źródła danych o napromieniowaniu dla konkretnego kraju i sposób, w jaki uwzględniamy je przy doborze sprzętu falownik komercyjny i moduł wybór.