11.1 Sposoby magazynowania energii

Magazynowanie energii jest jednym z podstawowych elementów w systemach produkcji energii ze źródeł odnawialnych. Jest to szczególnie ważne, gdy energia produkowana jest niesystematycznie, jak to jest w przypadku systemów fotowoltaicznych, gdzie dostępność energii słonecznej jest różna w skali roku – zmienia się w zależności od pory roku, w dzień i w nocy oraz z dnia na dzień (różne warunki pogodowe). Zużycie energii w zależności od pory dnia i roku obrazuje Rys. 1. Aby zrównoważyć różne schematy czasowe obciążeń i produkcji energii słonecznej, magazynowanie energii musi być włączone do prawie wszystkich autonomicznych systemów zasilania.

Wymagania dotyczące elektrycznych systemów magazynowania energii [1]:

Przez magazynowanie energii rozumie się wszelakie metody, umożliwiające przechowywanie wytworzonej energii elektrycznej. Obecnie profesjonalne magazynowanie energii w skali świata jest oparte na specjalnych elektrowniach [2]. Zgodnie z ustawą o OZE magazynem energii jest wyodrębnione urządzenie lub zespół urządzeń służących do przechowywania energii w dowolnej postaci, niepowodujących emisji będących obciążeniem dla środowiska, w sposób pozwalający co najmniej na częściowe jej odzyskanie.

Magazynowanie energii elektrycznej w sieci elektroenergetycznej Możliwe jest traktowanie sieci elektroenergetycznej jako sposobu na magazynowanie energii słonecznej. W okresie zbyt dużej produkcji prądu nadwyżka wprowadzana jest do sieci, skąd w dowolnym czasie może być odebrana, ale tylko w  \( 80\% \), pozostałe  \( 20\% \) jest liczone jako „opłata” dla zakładu energetycznego za tę formę przechowywania energii. Swobodny przepływ energii między siecią a konsumentem możliwy jest dzięki dwukierunkowemu licznikowi. Taka forma instalacji fotowoltaicznej to on-grid. Oczywiście, nie pozwala ona na osiągnięcie energetycznej autonomii, ale umożliwia korzystanie z energii elektrycznej wytworzonej we własnym domu, bez posiadania baterii akumulatorów.

Magazynowanie energii elektrycznej – inne sposoby Istnieją możliwości magazynowania energii elektrycznej w polu elektrycznym i magnetycznym, a także poprzez jej zamianę na energię elektrochemiczną, mechaniczną, chemiczną oraz energię termiczną. Niektóre z nich mogą być użyte w gospodarstwach domowych, a inne do zastosowań przemysłowych.

Zamiana na energię elektrochemiczną Najbardziej intuicyjna i prosta metoda magazynowania energii to ładowanie akumulatorów. Obecnie stosuje się akumulatory kwasowo-ołowiowe, niklowo-kadmowe (NiCd), niklowo-metalowo-wodorkowe (NiMH) i litowo-jonowe [3]. Akumulatory magazynują prąd stały pod napięciem, np. 12 V. W celu wykorzystania energii zgromadzonej w akumulatorach konieczne jest podłączenie do urządzeń elektronicznych, które zamieniają prąd stały na zmienny, czyli zastosowania inwerterów. Zagadnienia magazynowania energii w akumulatorach wymagają omówienia jeszcze kilku tematów, np. kwestii maksymalnych i minimalnych napięć odbioru i dostarczania prądu do akumulatora.

Zamiana na energię mechaniczną Duże elektrownie z turbinami gazowymi korzystają ze sprężonego powietrza jako sposobu na magazynowanie energii. W ciągu dnia, gdy produkcja energii elektrycznej jest największa następuje sprężanie powietrza. W momencie, gdy w sieci jest zapotrzebowanie, to sprężone powietrze jest wykorzystywane do produkcji energii elektrycznej. W przypadku małych instalacji ze względu na małą wydajność takie przechowywanie energii nie jest opłacalne. Można energię elektryczną przechowywać z zastosowaniem tak zwanych elektrowni szczytowo-pompowych, wyposażonych w tzw. pompoturbiny, które w ciągu mniejszego zapotrzebowania na energię elektryczną pompują wodę do wyżej położonego zbiornika. A zmagazynowana w ten sposób energia jest odzyskiwana przez pompoturbinę rewersyjną w okresie wzrostu zapotrzebowania na energię. Elektrownie szczytowo-pompowe znakomicie nadają się do magazynowania ogromnych ilości energii w długim czasie, odbierając moc z systemu w czasie jej nadpodaży, zaś dostarczając w okresie zwiększonego zapotrzebowania. Sprawność magazynowania energii w elektrowni szczytowo-pompowej zawiera się w przedziale od  \( 65 \) do  \( 85\% \), co stanowi bardzo dobry wynik na tle innych technologii magazynowania energii.

Zamiana na energię kinetyczną Na krótką metę można magazynować energię w postaci energii kinetycznej wirującego koła zamachowego ( Rys. 2 ) [2]. Stosowane są one często w silnikach spalinowych (o mniejszej niż 6 liczbie cylindrów) do wyrównywania ich pracy, więc technologia ta jest w miarę dobrze opanowana. Ale poza nielicznymi zastosowaniami (np. w samochodach hybrydowych) na większą skalę one się nie pojawiają.

Chemiczne magazynowanie energii elektrycznej – produkcja wodoru Jednym ze sposobów produkcji wodoru jest elektroliza. Zaletą magazynowania energii w postaci wodoru jest możliwość przechowywania go przez długi czas oraz wysoka gęstość energii (trzykrotnie większa niż w przypadku benzyny i ponad stukrotnie większa niż w przypadku akumulatorów). Dzięki temu może potencjalnie być wykorzystywany jako paliwo samochodowe. Zastosowanie wodoru w ogniwach paliwowych daje możliwość, podobnie jak koła zamachowe, reagowania na gwałtowne zmiany zapotrzebowania na energię w sieci. Alternatywą dla przechowywania energii w postaci wodoru jest przechowywanie jej w postaci metanu. Jest on łatwiejszy do przechowywania przez długi czas, a ponadto może być bezpośrednio wykorzystywany w istniejących elektrowniach gazowych. Wadą są dalsze straty energii w procesie wytwarzania metanu, które sprawiają, że całkowita ilość odzyskiwanej energii nie przekracza  \( 38\% \) [4]. Wytwarzanie metanu jest atrakcyjne dla przechowywania nadmiarowej energii wytwarzanej przez elektrownie fotowoltaiczne, a także wiatrowe [5]. Instalacje zamieniające nadmiarową energię w metan powstały w Danii oraz w Niemczech.

Magazynowanie energii elektrycznej w superkondensatorach Superkondensator to rodzaj kondensatora elektrolitycznego o dużej pojemności. Działa on gromadząc ładunek na podwójnej warstwie elektrycznej, która powstaje na granicy elektrolitu i elektrody. Wykorzystane nanorurki węglowe pozwalają na uzyskanie dużej powierzchni, a dzięki temu wzrasta pojemność kondensatorów. Przewagą superkondensatorów [6] nad akumulatorami jest większa gęstość energii. Oznacza to, że potrafią one oddać energię o dużej mocy. Co więcej, ogromną zaletą jest mały spadek właściwości użytkowych i długa żywotność (do 20 lat eksploatacji).

Wykorzystanie pola magnetycznego Wykorzystanie pola magnetycznego jako magazynu energii dla prądu stałego wymaga nadprzewodnika. Pole magnetyczne, wytworzone  przez prąd w nadprzewodniku, utrzymuje się przez nieskończenie długi czas, a co za tym idzie, energia może być w nim przechowywana też dowolnie długo. Niestety nadprzewodniki wymagają niskich temperatur, czyli chłodzenia, co jest bardzo kosztowne. Wydajność takiego układu jest rzędu  \( 95\% \), niestety przechowywanie dużej ilości energii nie jest możliwe [7].

Magazynowane energii elektrycznej – procesy termiczne Energię nadmiarową można zmagazynować przez ochłodzenie powietrza do -195°C co powoduje jego skroplenie. Objętość powietrza spada tysiąc razy, a jego przechowywanie staje się znacznie prostsze niż przechowywanie sprężonego wodoru. W momencie zapotrzebowania skroplone powietrze można ogrzać, co spowoduje jego zamianę w gaz pod dużym ciśnieniem, który można użyć do napędzania turbiny generującej prąd elektryczny. Wykorzystanie ciepła odpadowego z elektrowni może podnieść jej efektywność do  \( 70\% \) [8], [9]. Istnieje szereg metod przechowywania energii w postaci różnicy temperatur. W większości zastosowań energia ta jednak nie jest zamieniana potem na energię elektryczną, tylko wykorzystywana w zmagazynowanej postaci (np. do ogrzewania). Metody, które umożliwiają magazynowanie energii elektrycznej, to między innymi pompa ciepła. Pompa ciepła może być wykorzystana do magazynowania energii w następujący sposób: dwa zbiorniki o dużej pojemności cieplnej połączone są pompą. W momencie małego zapotrzebowania na prąd pompuje się ciepło do gorącego zbiornika. W momencie większego zapotrzebowania pompa jest wyłączana, a zamiast tego uruchamiane są turbiny generujące prąd dzięki różnicy temperatur. Brytyjska firma Isentropic rozwija to rozwiązanie, przewidując, że może stać się ono konkurencją dla elektrowni szczytowo-pompowych, przy kosztach rzędu 35$/MWh i efektywności odzyskiwania energii rzędu  \( 72-80\% \) [10].


11.2 Akumulatory

Energię, wytworzoną przez panele fotowoltaiczne w ciągu dnia, która nie została zużyta przez odbiorniki, można magazynować w akumulatorach różnego typu. Efektywność ich działania szacowana jest na poziomie  \( 90\% \). Zmagazynowana energia może być zużywana w nocy lub w dni ze złymi warunkami pogodowymi. Koszty magazynów energii w układzie off-grid dochodzą do poziomu około  \( 30\% \) kosztów całej instalacji fotowoltaicznej. Na Rys. 1 pokazano schemat elektryczny układu fotowoltaicznego typu off-grid z magazynem energii, czyli zestawem akumulatorów. W momencie ładowania energia elektryczna zamieniana jest na energię chemiczną, a w procesie rozładowania (pobierania energii) energia chemiczna zamieniana jest na elektryczną. Zaletami akumulatorów są:

Energia wytwarzana w panelach fotowoltaicznych w ciągu dnia, która nie była zużywana przez odbiorniki, jest magazynowana w akumulatorach. Zmagazynowana energia może być zużywana w nocy lub w dni ze złymi warunkami pogodowymi. Akumulatory w systemach fotowoltaicznych są często ładowane/rozładowywane, dlatego muszą spełniać większe wymagania od akumulatorów stosowanych np. w samochodach. Najczęściej stosowane są akumulatory klasyczne, kwasowo-ołowiowe (PbA), produkowane specjalnie dla systemów fotowoltaicznych, które jednak mają ten minus, że psują się przy regularnym rozładowywaniu poniżej  \( 50\% \). Inne rodzaje wykorzystywanych akumulatorów, to akumulatory niklowo-kadmowe (NiCd) lub niklowo-metalowo-wodorkowe (NiMH), w których wymagane jest głębokie rozładowanie oraz akumulatory litowo-jonowe. Akumulatory hermetyczne często zawierają elektrolit w postaci żelu i wtedy nie wymagają konserwacji. Żywotność typowych akumulatorów podłączonych do systemów fotowoltaicznych trwa od trzech do pięciu lat, w zależności od cykli ładowania/rozładowywania, temperatury i innych parametrów. Im akumulator jest częściej ładowany/rozładowywany, tym krótszy jest okres jego eksploatacji.

Akumulatory, zależnie od rodzaju, mogą być ładowane na różne sposoby, na przykład przy stałym prądzie, przy stałym napięciu itp. Sposób ładowania określany jest przez producenta. Akumulatory opracowane specjalnie dla systemów fotowoltaicznych są zaprojektowane tak, aby miały następujące właściwości [1]:

Wymagania techniczne dotyczące wydajności i energii systemu fotowoltaicznego typu off-grid, czyli poza siecią, są prezentowane przez Rydh i Sandén [2]. Aby uzyskać dostateczną ilość energii zimą do zmagazynowania, wymagana jest większa ilość paneli fotowoltaicznych niż wynika to ze średniego zużycia energii. Są potrzebne, by wychwycić wystarczająco dużo energii w ciągu kilku słonecznych godzin zimą i zmagazynować ją w akumulatorach. Aby wykorzystać energię z akumulatorów i z paneli fotowoltaicznych, niezbędny jest odpowiedni układ elektroniczny, którego schemat przedstawiono na Rys. 1.

Na Rys. 1 pokazano schemat działania układu elektrycznego systemu fotowoltaicznego off-grid. Panel fotowoltaiczny zamienia energię promieniowania słonecznego na energię elektryczną, która poprzez wyłącznik oraz miernik skierowana jest do sterownika ładowania do magazynu energii oraz odbiorników prądu stałego (DC). Z magazynu energia płynie poprzez miernik i wyłącznik do falownika, który przetwarza prąd stały (DC) na prąd zmienny (AC). Prąd AC przekazywany jest dalej do odbiorników (AC). Magazyny energii w postaci akumulatorów ołowiowych składają się z komory, w której znajduje się ciekły elektrolit, czyli kwas siarkowy  \( H_{2}SO_{4} \) w którym zanurzone są elektrody, elektroda dodatnia  \( PbO_{2} \) oraz elektroda ujemna Pb. Zachodzą tutaj następujące procesy ładowania i rozładowana – zob. Rys. 2.

Akumulator całkowicie naładowany, to taki, w którym elektroda dodatnia pokryta jest nadtlenkiem ołowiu, a ujemna to czysty ołów. W tym momencie cały kwas jest w elektrolicie, czyli ciężar właściwy elektrolitu jest największy. W czasie rozładowywania część kwasu łączy się z płytą elektrod, tworząc związek siarczan ołowiu, powstający na obu elektrodach. W czasie trwania tego procesu można mierzyć ciężar właściwy elektrolitu, który będzie się zmniejszał, dając informację o stanie rozładowania akumulatora. W czasie ładowania akumulatora kwas siarkowy jest wypychany z płytek akumulatora do elektrolitu. W tym momencie ciężar właściwy elektrolitu będzie wzrastał, aż do całkowitego naładowania akumulatora. Po całkowitym naładowaniu akumulatora, energia dostarczona do niego powoduje elektrolizę wody, podczas której wydziela się wodór i tlen. Jest to główny powód dodawania wody do ogniw akumulatorowych.

Do popularnych producentów produkujących akumulatory należą Tesla, Mercedes Benz, MA, LG Chem i Enphase [3]. Akumulatory Tesli charakteryzują się wysoką wydajnością rzędu  \( 90\% \) z gwarancją na 10 lat. Mercedes Benz produkuje akumulatory o pojemności 2,5 kWh, które można łączyć w zespół do 8 akumulatorów. Produkt Tesli z serii PowerWall 2 zawiera akumulator (produkcji Panasonic) wraz z falownikiem. Charakteryzuje się on wydajnością rzędu  \( 90\% \) oraz możliwością rozładowania do  \( 100\% \). SMA produkuje falownik, które mogą być używane w systemie off-grid i on-grid jak też zintegrowane z akumulatorami Mercedes-Benz, LG Chem, Sony i innymi. LG Chem opracował serię akumulatorów, których sprawność sięga  \( 95\% \). Marka Enphase produkuje małe akumulatory o sprawności do  \( 96\% \) oraz możliwości rozładowania do  \( 95\% \). W tabeli (na Rys. 3 ) przedstawiono porównanie parametrów akumulatorów różnych producentów. Najważniejsze z nich to pojemność i gwarantowana żywotność. Tabela porównuje parametry akumulatorów różnych producentów.

Pojemność akumulatora określa jaka energia może być zmagazynowana, oczywiście im wartość jest większa tym lepiej. Następna wielkość to technologia w jakiej wytwarzany jest akumulator. Żywotność akumulatora określa po jakim czasie (po ilu latach) możliwość magazynowania energii zmniejszy się do jakiej wartości początkowej. W następnych wierszach podane są waga, wymiary, możliwość rozbudowy i zastosowania jako UPS.


11.3 Zbiorniki sprężonego powietrza

Jednym ze sposobów zmagazynowania energii jest sprężanie powietrza. W okresach kiedy energia jest tania lub korzystając ze źródeł odnawialnych dokonujemy kompresji powietrza i gromadzimy skompresowany gaz w zbiornikach. Schemat takiego systemu kompresji i produkcji energii elektrycznej z wykorzystaniem energii zgromadzonej w zbiornikach gazu przedstawiono na filmie "CAES - Compressed Air Energy Storage - IMAGES Project – animation".

W systemie wprowadzany jest gaz przez filtr, kompresory nisko- i wysokociśnieniowe do wielkogabarytowych zbiorników naturalnych, takich jak podziemna komora solna lub sztucznych o mniejszej objętości. Chłodnica obniża temperaturę gazu w celu zmniejszenia naprężeń termicznych w instalacji. Procesy napełniania zarówno naturalnego zbiornika jak i sztucznego przedstawiono w kolejnych kadrach filmu. Tak zgromadzona energia może być użyta w dowolnym momencie np. szczytu energetycznego kiedy ceny energii elektrycznej są najwyższe lub w sytuacjach awaryjnych do produkcji energii elektrycznej. Sprężony gaz jest uwalniany i poprzez rekuperator oraz komory podgrzewania napędza turbiny wysokociśnieniową, a następnie niskociśnieniową. Współosiowo z turbinami umieszczony jest generator wytwarzający energię elektryczną, która jest przekazywana do sieci. Schemat procesu produkcji energii elektrycznej jest pokazany w końcowych kadrach filmu, gdzie sprężone powietrze pobierane jest z podziemnej komory solnej.

Produkcja przebiega analogicznie jeśli pobieramy sprężony gaz ze sztucznych zbiorników. Już samo napełnianie zbiorników w okresach taniej energii i produkcja w okresach kiedy cena energii jest wysoka jest uzasadnione ekonomicznie. Proces staje się jeszcze bardziej opłacalny jeśli system zasilimy z elektrowni fotowoltaicznej, której maksima produkcji nie pokrywają się z maksimami zużycia w sieci. Drugim jeszcze poważniejszym argumentem jest bezpieczeństwo energetyczne. Systemy ze sprężonym powietrzem podobnie jak elektrownie pompowo-szczytowe stanowią poważne zabezpieczenie ciągłości dostaw energii elektrycznej w przypadku awarii innych źródeł. Przykład działania instalacji ze sprzężonym powietrzem przedstawiono na filmie "RWE Power: ADELE - Adiabatic compressed-air energy storage (CAES) for electricity supply".


11.4 Zbiorniki ciekłych gazów

Zasobniki energii na sprężone powietrze mają silnego konkurenta jakim są zbiorniki na ciekłe powietrze. Zasadniczą różnicą – pomijając system sprężania gazu zamieniony na system skraplania – jest fakt, że w tej samej objętości zbiornika możemy przechowywać znacznie większe ilości gazu, jeśli jest on w postaci cieczy. Dodatkową emocję wiążemy z tą technologią, bo podobnie jak w przypadku produkcji monokryształów, gdzie twórcą metody był Polak – Jan Czochralski, w przypadku skraplania powietrza pierwszymi uczonymi, którzy tego dokonali w 1883 r. byli Profesorowie Uniwersytetu Jagielońskiego – Karol Olszewski i Zygmunt Wróblewski. Proces skraplania, a następnie produkcji energii elektrycznej przedstawiono na wideo animacji (zob. film "Liquid Air Energy Storage Animation 2018"). Przedstawia ona ideę użycia ciekłego powietrza do produkcji jako zasobnika do produkcji energii elektrycznej. System LAES (ang. Liquid Air Energy Storage) opracowany koncepcyjnie w Wielkiej Brytanii jako modułowy system do powielania na instalacje o dużych mocach produkcyjny został uruchomiony jako instalacja pilotująca w Slough.


12. Projektowanie instalacji PV wspomagane komputerowo

12.1 Używane programy symulacyjne

Projektowanie instalacji fotowoltaicznej możliwe jest dzięki użyciu specjalistycznego oprogramowania. Programy do symulacji pozwalają na optymalizację instalacji PV, jak również na ocenę oczekiwanych efektów i założeń projektanta. Przykładowymi programami służącymi do projektowania instalacji PV są:

Programy te są dedykowane dla projektantów instalacji fotowoltaicznych, jak również architektów, czy instalatorów. Programy mogą stanowić także pomoc naukową lub dydaktyczną dla studentów uczelni wyższych. Laboratorium Fotowoltaiczne na Wydziale Informatyki, Elektroniki i Telekomunikacji AGH wyposażone jest w dwa specjalistyczne programy służące do projektowania instalacji fotowoltaicznej. Programami tymi są PV*SOL oraz Polysun – używane przez projektantów na całym świecie.


12.2 Projektowanie instalacji w programie PV*SOL

Program PV*SOL to program firmy Valentin Software GmbH służący do projektowania, dynamicznej symulacji i kalkulacji uzysku energii z dachowych i gruntowanych systemów fotowoltaicznych. Przed przystąpieniem do projektowania systemów fotowoltaicznych należy przeprowadzić wywiad z klientem w celu uzyskania informacji na temat obiektu i terenu przeznaczonego pod montaż instalacji. Ważne jest określenie orientacji obiektu względem słońca, rodzaju poszycia dachu oraz kąta nachylenia dachu, jak również zdobycie wiedzy na temat ukształtowania terenu, w przypadku projektu instalacji na gruncie. W projekcie należy uwzględnić także obecność obiektów znajdujących się w pobliżu miejsca przyszłej instalacji, mogących mieć wpływ na jej zacienienie. Należy określić zapotrzebowanie na energię na podstawie rachunków za prąd, liczby domowników oraz przewidywanych ewentualnych dodatkowych odbiorników w przyszłości. Po zebraniu wszystkich niezbędnych informacji wykonywany jest projekt instalacji fotowoltaicznej za pomocą oprogramowania. Program PV*SOL umożliwia wprowadzenie danych projektowych np. numeru oferty i danych projektanta, danych kontaktowych klienta, opisu projektu, adresu instalacji i planowanej daty uruchomienia. Na Rys. 1 przedstawiono ekran roboczy programu PV*SOL, umożliwiający wprowadzenie najważniejszych danych projektowych.


12.2.1 Projekt obiektów 3D

Projekt instalacji fotowoltaicznej w programie PV*SOL rozpoczynamy od wprowadzenia wstępnych informacji dotyczących rodzaju instalacji PV, której projekt ma dotyczyć. W zależności od wersji programu PV*SOL lista typów systemów fotowoltaicznych do zaprojektowania jest różna i z roku na rok jest rozbudowywana. Wersja programu PV*SOL Premium 2020 umożliwia zaprojektowanie jednego z niżej wymienionych systemów fotowoltaicznych tj.:

Po wyborze rodzaju instalacji, projektant dokonuje wizualizacji systemu fotowoltaicznego oraz dla danej lokalizacji wprowadza jej dane geograficzne i z bazy danych wprowadza warunki klimatyczne ( Rys. 1 ).

Wyszukanie danej lokalizacji z całego świata wraz z przypisaniem jej danych klimatycznych w programie PV*SOL jest łatwe dzięki interaktywnej mapie wbudowanej w bazie danych MeteoSyn, której główne okno robocze przedstawiono na Rys. 2.

Do każdej lokalizacji przypisane są warunki klimatyczne jak np. suma roczna nasłonecznienia i roczna średnia temperatura. Program umożliwia także tworzenie nowych danych klimatycznych albo poprzez metodę interpolacji z istniejących już danych pomiarowych lub na podstawie własnych danych miesięcznych. Program umożliwia projektowanie trójwymiarowe obiektów do obłożenia panelami PV, dzięki wbudowanemu modułowi wyboru rodzaju obiektu 3D, którego funkcje przedstawiono na Rys. 3. Program pozwala także na wprowadzenie do projektu gotowych elementów budynków (np. okna, drzwi), dachów (np. kominy, lukarny) oraz obiektów (np. ogrodzenia, drzewa), które mogą znaleźć się w pobliżu instalacji.

Wymiary oraz orientacja względem stron świata wybranego obiektu do obłożenia panelami fotowoltaicznymi, jak również pozostałych obiektów w projekcie mogą być dowolnie zmieniane za pomocą okna edytowania, które przedstawiono na Rys. 4.


12.2.2 Projekt instalacji fotowoltaicznej

Położenie paneli fotowoltaicznych w programie PV*SOL realizuje się przy pomocy modułu o nazwie Obłożenie Modułami ( Rys. 1 ). Moduł ten pozwala na pokrycie powierzchni instalacji na dwa sposoby. Pierwszy z nich to ręczne wypełnienie pojedynczymi panelami, a drugi to automatyczne wypełnienie całej dostępnej powierzchni.

Panele fotowoltaiczne, podobnie jak inwertery, są wybierane z wbudowanej w program bazy, która jest na bieżąco aktualizowana przez producenta. Dzięki niej możliwy jest szybki wybór paneli fotowoltaicznych, dla których podane są najważniejsze parametry jak np.: moc znamieniowa, napięcie, natężenie oraz wymiary, a także zastosowany typ ogniwa PV. Przykładowy widok bazy komponentów przedstawiono na Rys. 2.

Przykład projektu instalacji fotowoltaicznej zainstalowanej na dachu spadzistym skierowanym w kierunku południowym przedstawiono na Rys. 3. Program umożliwia edytowanie parametrów paneli takich jak np. odległość między panelami oraz usytuowanie względem dachu. Przykładowa instalacja składa się z 19 paneli fotowoltaicznych serii GH240P156 firmy GH Solar o łącznej mocy 4,56 kWp. Ponadto program umożliwia automatyczne zaprojektowanie okablowania dla instalacji fotowoltaicznej, którego schemat przedstawiono na Rys. 4. Program dokonuje obliczeń przekrojów wszystkich zastosowanych kabli, ich długość, jak również strat w kablach całej instalacji.


12.2.3 Symulacja efektywności instalacji PV

Program PV*SOL dzięki wbudowanym bazom dotyczących danych klimatycznych, parametrów elektrycznych paneli fotowoltaicznych i inwerterów umożliwia wykonanie symulacji efektywności pracy zaprojektowanej instalacji fotowoltaicznej. Program umożliwia symulację zacienienia paneli na przestrzeni całego roku, którego przykładowy wynik przedstawiono na Rys. 1. Wyniki symulacji umożliwiają projektantowi na dobór optymalnego rozłożenia paneli fotowoltaicznych.

Po zakończeniu projektowania możliwe jest wykonanie raportu dla zaprojektowanej instalacji. Wygenerowany w programie PV*SOL projekt zawiera także m.in.:

Program umożliwia przedstawienie danych w postaci wykresów dotyczących wygenerowanej energii w poszczególnych miesiącach. Przykład uzyskanych wyników przedstawia Rys. 3.

W raporcie uwzględniony jest oczekiwany czas zwrotu planowanej inwestycji oraz jej analiza opłacalności ekonomicznej, którego przykład przedstawia Rys. 4.

Dzięki danym klimatycznym wprowadzonym do programu, możliwe jest otrzymanie zależności natężenia nasłonecznienia na powierzchnię panelu w poszczególnych miesiącach roku ( Rys. 5 ).

Możliwe jest także m.in. określenie średniej temperatury w ciągu każdego miesiąca dla powierzchni panelu i powierzchni poziomych Rys. 6.


12.3 Projektowanie instalacji w programie Polysun

Oprogramowanie Polysun firmy Vela Solaris służące do projektowania, obliczania wydajności i optymalizowania instalacji fotowoltaicznych. Oprócz typowych systemów PV,  daje on możliwość symulowania kolektorów hybrydowych PVT (fotowoltaiczno-termicznych) oraz łączenia systemów fotowoltaicznych z pompami ciepła, chłodnicami i bojlerami. Program posiada bibliotekę z gotowymi projektami, które można modyfikować. Możliwy jest dobór odpowiedniego układu dla klienta. Stosowane zapotrzebowanie można optymalizować dla odbiorców, którzy są zainteresowani wytwarzaniem energii na potrzeby ogrzewania, ciepłej wody (DHW, domestic hot water) lub basenu Rys. 1.


13.1 Regulacje prawne dotyczące przyłączeń elektrowni

W związku z różnorodnością aspektów, które dotyczą  fotowoltaiki, rozporządzenia i akty prawne pochodzą z zakresów prawa budowlanego, energetycznego, o odnawialnych źródłach energii oraz prawa o ochronie przeciwpożarowej i przeciwporażeniowej ( Rys. 1 ). W rozdziale zostaną kolejno omówione te zagadnienia.

19 września 2020 r. weszła w życie nowelizacja ustawy prawa budowlanego. Ustawa z dnia 13 lutego 2020 r. o zmianie ustawy – Prawo budowlane oraz niektórych innych ustaw [1].

Według art. 29. ust. 4 pkt. 3 nie jest wymagana decyzja na pozwolenie budowy oraz nie jest wymagane zgłoszenie wykonywania robót budowlanych, polegających na instalowaniu pomp ciepła, wolno stojących kolektorów słonecznych, urządzeń fotowoltaicznych o mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 50 kW. Pozwolenie jest wymagane jeśli zachodzą dodatkowe okoliczności np. instalacja wykonywana jest na obiekcie wpisanym do rejestru zabytków, należy do obszaru Natura2000 lub wymaga przeprowadzenia oceny oddziaływania na środowisko [2], [3]. W przypadku jeśli w związku z instalacją fotowoltaiczną planowana  jest rozbudowa budynku, na którym będzie wykonana instalacja również potrzebne są pozwolenia na budowę. Ten obowiązek spoczywa na inwestorze i musi on zostać wypełniony przed rozpoczęciem prac budowlanych. Każda inwestycja (nie tylko fotowoltaiczna) musi być zgodna z planem zagospodarowania przestrzennego lub decyzją o warunkach zabudowy.

Ustawodawca przewiduje jednak, że w przypadku instalacji o mocy zainstalowanej elektrycznej powyżej 6,5 kW istnieje obowiązek uzgodnienia projektu instalacji fotowoltaicznej z rzeczoznawcą do spraw zabezpieczeń przeciwpożarowych, pod względem zgodności z wymaganiami ochrony przeciwpożarowej i jednocześnie zobowiązuje do dokonania zawiadomienia organów Państwowej Straży Pożarnej (art. 56, ust. 1 ustawy). Nie zostało sprecyzowane jaki zakres projektu powinien zostać uzgodniony z rzeczoznawcą. Niemniej jednak Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej przygotowało i opracowało sugerowane dobre praktyki przeciwpożarowe, dotyczące instalacji montowanych w budynkach, wykonywaniu połączeń za pomocą szybkozłączek, badaniach termowizyjnych, ochronie kabli i przewodów przed uszkodzeniem, odpowiednich narzędziach, oznaczeniach instalacji PV, przeglądach serwisowych i dodatkowych zabezpieczeniach w aspekcie ochrony przeciwpożarowej [4]. Ochrona przeciwpożarowa regulowana jest przez Ustawę z dnia 24 sierpnia 1991 r. o ochronie przeciwpożarowej z późniejszymi zmianami [5].

Samo podłączenie do sieci reguluje Rozporządzenie Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiające kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci {openaghreference author="Komisja Unii Europejskiej" title=""Rozporządzenie Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiające kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci" access="14.12.2020" url="https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/ALL/?uri=CELEX%3A32016R0631"}, [6].


13.2 Przyłączenie elektrowni do sieci

Podłączenie do sieci regulują akty prawne [1], [2], z których najistotniejsze jest Rozporządzenie Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. Zgłoszenia przyłączenia instalacji do sieci może dokonywać kilka rodzajów podmiotów: osoby fizyczne, osoby fizyczne prowadzące działalność gospodarczą, przedsiębiorstwa (najczęściej są to mikro, małe i średnie firmy) oraz inne podmioty prawne. Warunki przyłączania wynikają z rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego Kodeks NC RfG (Network Code Requirements for Generators). Jest to akt, którego zastosowanie w porządkach prawnych krajów członkowskich UE jest bezpośrednie (tj. nie wymaga aktów bezpośrednich). Kodeks zdefiniował typy jednostek wytwórczych ze względu na różny poziom napięcia, pod jakim przyłączone są jednostki wytwórcze i maksymalną moc wytwórczą. Zostały one zebrane w tabeli na Rys. 1.

W przypadku gdy obiekt wyposażony w fotowoltaikę jest już przyłączony do sieci dystrybutora, a moc instalacji nie przekracza mocy przyłączeniowej  możemy dokonać przyłączenia na podstawie zgłoszenia. Jeśli jednak obiekt nie jest podłączony lub moc fotowoltaiki jest większa od mocy przyłączeniowej, przyłączenia należy dokonać na podstawie wniosku. Należy wtedy wystąpić o zwiększenie mocy przyłączeniowej lub dostosować przyłącze energetyczne do planowanego wzrostu mocy przyłączeniowej.  Kolejne etapy przyłączenia zostały przedstawione na Rys. 2.

Procedura przyłączenia jest bezpłatna. Najpowszechniejsze i najprostsze sa tzw. przyłączenia mikroinstalacji. Jako mikroinstalacje rozumie się instalację, w której moc szczytowa nie przekracza 50 kWp, jednocześnie moc zainstalowana nie może przekraczać mocy przyłączeniowej (określonej w umowie o świadczeniu usług). Ustawa o Odnawialnych Źródłach Energii (OZE) zawiera szereg ułatwień dla tzw. prosumentów [3]. Prosument to połączenie wyrazów „producent” i „konsument”. Prosument jest klientem zaangażowanym w produkcję konsumowanych dóbr, w tym przypadku energii.

Prosument energii odnawialnej to odbiorca końcowy wytwarzający energię elektryczną wyłącznie z odnawialnych źródeł energii na własne potrzeby w mikroinstalacji pod warunkiem, że w przypadku odbiorcy końcowego niebędącego odbiorcą energii elektrycznej w gospodarstwie domowym, nie stanowi to przedmiotu przeważającej działalności gospodarczej określonej zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie art. 40 ust. 2 ustawy z dnia 29 czerwca 1995 r. o statystyce publicznej (Dz. U. z 2019 r. poz. 649 i 730).

W takim wypadku przyłączenie następuje na podstawie złożonego wniosku. Wniosek zawiera dane wnioskodawcy, dane obiektu przyłączonego do sieci, w którym wykonano mikroinstalację, dane przyłączanej mikroinstalacji (liczbę modułów moc, dane inwertera) i informacje dodatkowe. Szczegółowe wykazy dokumentów i wnioski przedstawiają konkretni  właściciele sieci dystrybucyjnej. Ustawa definiuje czas odpowiedzi na wniosek, np. wniosek wnioskodawcy niewyposażonego w źródło, który chce się przyłączyć do sieci powyżej 1 kV, zostanie rozpatrzony w terminie 60 dni. Wniosek wnioskodawcy wyposażonego w źródło powinien zostać rozpatrzony w ciągu 120 dni. Po weryfikacji i zatwierdzeniu wniosku o instalacji właściciel sieci dokonuje instalacji licznika dwukierunkowego. Następnie podpisywana jest odpowiednia umowa regulująca współpracę (umowa sprzedaży lub dystrybucji). W przypadku prosumentów, czyli osób produkujących prąd również na własny użytek, podpisywana jest umowa kompleksowa. W przypadku zmian dotyczących systemu (zmianie mocy, zawieszeniu produkcji trwającym od 30 dni do 24 miesięcy, zakończeniu wytwarzania energii elektrycznej) odbiorca ma obowiązek informować zakład energetyczny.

Przykładowe wnioski: TAURON – MikroinstalacjaEnerga – zgłoszenie instalacji


13.3 Instalacje odgromowe

Uziemienie jest ważnym elementem bezpieczeństwa i wydajności systemów fotowoltaicznych. Uziemianie oznacza połączenie z ziemią, w punkcie o zerowym potencjale odniesienia. Stosuje się dwie metody uziemienia sprzętu oraz uziemienie systemu. Uziemienie sprzętu to łączenie ze sobą metalowych ram, obudów, czyli materiałów przewodzących, normalnie nieprzesyłających prądu i podłączanie ich do ziemi. W ten sposób utrzymuje się te materiały o potencjale 0 V w stosunku do ziemi. Uziemienie systemowe to podłączenie jednego z przewodów przenoszących prąd w systemie (DC lub AC) do uziemienia w jednym punkcie, co oznacza, że przewód będzie miał odniesienie do masy, a zatem pozostanie na potencjale 0 V do ziemi. Ponieważ należy zapobiegać potencjałom na powierzchniach odkrytych, dlatego uziemienie sprzętu jest wymagane we wszystkich systemach, podczas gdy uziemienie systemu nie jest konieczne [1]. Wszystkie sieci energetyczne w domach czy mieszkaniach są uziemione, co oznacza, że uziemiony jest zarówno sprzęt jak i system. Uziemienie systemu to połączenia wykonane dla DC z przewodem ujemnym, a dla AC z neutralnym, przewody te stają się przewodami uziemienia. Usterka uziemienia to niezamierzone, przewodzące elektrycznie połączenie między przewodem prądowym obwodu elektrycznego, a przewodami normalnie nieprądowymi, np. metalowymi obudowami, metalowymi bieżniami, urządzeniami metalowymi lub uziemieniem ( Rys. 1 ).

Prawidłowo uziemiony panel PV przedstawiono na Rys. 2. Metalowa obudowa połączona jest z prętem uziemienia przez przewód uziemiający urządzenie. To połączenie uziemiające zapewnia zerowy potencjał w stosunku do ziemi, przez co jest bezpieczne dla  osoby dotykającej skrzynkę i układy elektroniczne wykorzystane w systemie PV.

Na Rys. 2 pokazano ochronę odgromową z dodatkowym przewodem uziemiającym, łączącym bezpośrednio panel fotowoltaiczny z prętem uziemienia. Połączenie to zapewnia bezpośrednią, niskoomową ścieżkę. Elektronika ma własne połączenie z uziemieniem. Dzięki temu uziemieniu ryzyko skutków wyładowań atmosferycznych jest znacznie zmniejszone. Wszystkie systemy elektryczne są narażone na przepięcia przejściowe. Skoki napięcia mogą być spowodowane bezpośrednimi uderzeniami pioruna, pobliskimi błyskawicami, które indukują prąd i napięcie na przewodach systemowych lub przepięciami sieci energetycznej, które często są spowodowane dużymi silnikami przemysłowymi lub innymi dużymi obciążeniami indukcyjnymi, które są wyłączane i włączane. Podczas gdy błyskawica jest zawsze problemem, najczęstsze prawdopodobieństwo przepięcia pochodzi z sieci użytkowej, więc całe domy i ich urządzenia wymagają ochrony przeciwprzepięciowej. Długie przebiegi przewodów między tablicą a falownikiem również zwiększają to ryzyko. Typowe miejsca ochrony przeciwprzepięciowej znajdują się przy wejściu do sieci AC i urządzeniach monitorujących system, które są częścią systemu fotowoltaicznego. Najlepszą ochroną przeciwprzepięciową jest dobrze uziemiony system. Uziemienie sprzętu jest absolutnie konieczne we wszystkich systemach fotowoltaicznych [2]. Przewód uziemiający służy do łączenia wszystkich elementów nośnych i odsłoniętych części metalowych, które mogą mieć kontakt z przewodami przewodzącymi prąd, np. ramy paneli PV, elementy montażowe układu, metalowe podstawy urządzeń, takich jak falowniki, rozłączniki i liczniki, metalowe skrzynki podłączeniowe, uchwyty metalowe podtrzymujące przewody oraz każda odsłonięta metalowa część, która może mieć kontakt z przewodami. W warunkach normalnych prąd nie płynie w przewodzie uziemiającym. Jedynym okresem, w którym przewodzi prąd jest usterka, gdy przez ścieżkę o niskiej rezystancji płynie prąd do masy. Elementem uziemiającym jest taśma stalowa ocynkowana (tzw. bednarka) wkopana w ziemię lub pręt wbity w ziemię ( Rys. 3 ). Mogą być także inne sposoby dające bezpośredni kontakt przewodu uziemiającego z ziemią w otworze, wykopie lub w fundamencie.

Przewód uziemienia jest zazwyczaj gołym drutem miedzianym, używanym do podłączenia z elementem uziemiającym. Trzeba tutaj uwzględnić różnice pomiędzy materiałami tworzącymi złącze. Źle dobrane spowodują korozję, a w dalszej kolejności zwiększenie oporności i utratę połączenia z ziemią. Na Rys. 4 pokazano przykładowy schemat uziemienia całego systemu fotowoltaicznego zamontowanego na dachu lub elewacji budynku. Elementy konstrukcji oraz skrzynki ze sprzętem elektronicznym i łączeniowym są uziemione. Przewód ujemny paneli fotowoltaicznych (DC) jest uziemiony do ziemi przed falownikiem. Zabezpiecza to falownik przed usterką. W ten sposób tworzy się uziemienie układu po stronie prądu stałego DC. Przewód uziemiający urządzenie po stronie prądu przemiennego (AC) biegnie od falownika do głównego układu serwisowego, łącząc wszystkie przewody i uziemiając je. Nieuziemiony system fotowoltaiczny musi spełniać wszystkie wymagania dotyczące uziemienia sprzętu, czyli wszystkie skrzynki i elementy konstrukcyjne muszą być uziemione. Po stronie DC nie uziemia się przewodu ujemnego ani dodatniego, czyli nie ma uziemienia po stronie DC. Żaden z przewodów przenoszących prąd po stronie prądu stałego nie jest połączony z ziemią. Brak uziemienia systemu nie wpływa na funkcjonalność systemu, ale daje możliwość łatwiejszego wykrywania usterek, zarówno pomiędzy przewodami przewodzącymi prąd, jak i podłożem. W takim przypadku muszą być użyte falowniki specjalne do użytku w systemach nieuziemionych. Obwody paneli PV muszą być chronione, a izolowane wieloprzewodowe kable powinny być zainstalowane w specjalnych bieżniach. Przewody do paneli PV muszą posiadać izolację bardziej wytrzymałą niż inne przewody jednoprzewodowe. Oba muszą być chronione przez urządzenia zabezpieczające nadprądowe i muszą posiadać możliwość rozłączenia.

Uziemienie po stronie prądu przemiennego AC jest realizowane przez podłączenie neutralnego przewodu AC do uziemienia w jednym punkcie. Uziemienie prądu przemiennego jest wykonane w głównej skrzynce serwisowej, która połączona jest ze skrzynkami i elementami konstrukcyjnymi. Przewód neutralny, który staje się przewodem uziemionym, jest połączony z drutem łączącym szyny i metalowe korpusy obudowy.


14.1 Wymagania montażowe

Montaż instalacji fotowoltaicznej poprzedzony jest wykonaniem dokumentacji projektowej. Projekt instalacji powinien uwzględniać informację dotyczącą między innymi:

W zależności od tego w jakim miejscu będzie usytuowana instalacja PV, dobieramy adekwatne systemy montażowe. Poszczególne etapy wykonania instalacji są podobne bez względu na jej typ. W każdym przypadku należy pamiętać, aby wszystkie ramy paneli zostały uziemione. Uziemienie wykonywane jest poprzez połączenie wszystkich paneli poprzez tzw. mostki uziemiające, które następnie należy uziemić do pręta uziomowego. Rezystancja uziomu powinna wynosić mniej niż 10 Ω.

W przypadku montażu instalacji fotowoltaicznej na dachu płaskim i skośnym istotne jest, aby zachować pewien margines od krawędzi dachu. W obszarach brzegowych dachu instalacja fotowoltaiczna narażona jest na działanie wiatru z tego względu na podstawie wymiarów budynków oblicza się margines, w którym nie powinno się instalować paneli. Dla dłuższej krawędzi dachu margines ten wynosi:

gdzie: a – szerokość obszaru od krawędzi dachu wyłączony z instalacji paneli fotowoltaicznych, x – szerokość budynku mierzona wzdłuż ściany budynku równoległej do krawędzi a, y – wysokość budynku mierzona od gruntu do najwyższego punktu dachu.

Podczas projektowania rozkładu paneli należy uwzględnić odstępy między panelami na klemy oraz odległości separacyjne między rzędami, które wynoszą minimum 2 cm, dla wszystkich typów instalacji. W następnych podrozdziałach zostaną przedstawione etapy wykonywania instalacji fotowoltaicznych w zależności od miejsca ich usytuowania.


14.2 Montaż instalacji na płaskim dachu i gruncie

Montaż instalacji fotowoltaicznej na dachu płaskim nie jest ograniczony przez skosy narzucone przez projekt domu. Kąt nachylenia paneli powinien wynosić 15-20°, aby pokryć maksymalnie powierzchnię i zapobiec odziaływaniu wiatru. System montażu paneli PV na płaskim dachu wymaga zastosowania stelaża wykonanego najczęściej z aluminiowych profili, które umożliwiają dopasowanie konta nachylenia paneli fotowoltaicznych. Możliwe są trzy rodzaje mocowań do dachu płaskiego:

Instalacje do 10 kW mogą być montowane na dachu, natomiast większe powinny być montowane na gruncie. Etapy instalacji na gruncie są podobne do tych na dachu płaskim bez balastu. Wyjątek stanowi sposób przymocowania konstrukcji wsporczej do podłoża.


14.2.1 System montażowy na dachu płaskim i gruncie bez balastu

Zastosowanie systemu montażu bez balastu umożliwia budowę konstrukcji wsporczej dla paneli PV bez dodatkowego obciążenia. W przypadku dachów ten system wymaga doszczelnienia miejsc mocowania. Połączenie konstrukcji wsporczej do dachu odbywa się za pomocą wkrętów, śrub lub szpilek. Instalację PV na konstrukcji wsporczej bez balastu przedstawia Rys. 1.

Montaż instalacji fotowoltaicznej bez balastu można podzielić na kilka etapów.

W przypadku montażu konstrukcji na gruncie należy zadbać o odpowiedni fundament, który powinien stanowić podstawę na całej długości konstrukcji wsporczej. Dopuszczalne jest także zastosowanie podparcia w trzech punktach stosując np. betonowe prefabrykowane pustaki uzupełnione betonem na głębokości ok. 70 cm. Przykład takiego rozwiązania przedstawiono na Rys. 3. Konstrukcja mocowana jest w takim przypadku do fundamentu za pomocą śrub do betonu. Stosowane są także konstrukcje wkręcane w grunt bez konieczności wykonywania betonowego fundamentu.


14.2.2 System montażowy na dachu płaskim z balastem

Konstrukcje balastowe, czyli z obciążeniem są rozwiązaniem montażu instalacji fotowoltaicznej na dachach np. membranowych, dla których zachowanie gwarancji i szczelności jest ważnym aspektem. W tym przypadku konstrukcja wsporcza dla paneli fotowoltaicznych nie jest przykręcona na stałe do dachu. Z tego powodu konstrukcja wymaga dodatkowego obciążenia za pomocą betonowych bloków, co  przedstawiono na Rys. 1 oraz Rys. 2.

W przypadku zastosowania konstrukcji z balastem etapy montażu paneli fotowoltaicznych do konstrukcji wsporczej są podobne, jak w przypadku instalacji bez obciążenia. Waga obciążenia przypadającego na jeden panel PV zależy od strefy wietrzności, kąta pochylenia panelu, jak również wysokości budynku. Dla jednego panelu o standardowych wymiarach (ok. 100 cm x 164 cm) obciążenie to wynosi około 60 kg. Z tego powodu ważnym ograniczeniem zastosowania tego rodzaju systemu mocowań jest nośność dachu.


14.2.3 Systemy montażowe samonośne

Dla systemów fotowoltaicznych o niewielkich powierzchniach stosowane są systemy montażowe samonośne. W systemach samonośnych stosowane jest obciążenie balastowe, uniemożliwiające poderwanie konstrukcji przez np. siłę wiatru. Tego typu konstrukcja przedstawiona jest na Rys. 1.

Zaletą tego typu systemu jest to, iż jej konstrukcja powoduje, że nie jest na stałe mocowana do dachu i nie wymaga dużego obciążenia, które jest umieszczane na obrzeżach. W konsekwencji jest łatwa do przeniesienia. Kąt pochylenia względem poziomu dachu jest w tym przypadku mały i wynosi do 15°.


14.3 Montaż instalacji na dachu spadzistym

Systemy fotowoltaiczne najczęściej są montowane na dachu spadzistym. W zależności od pokrycia dachu do montażu dobierany jest odpowiedni rodzaj uchwytów. Do najczęściej stosowanych elementów łączenia zalicza się m.in.: uchwyty montażowe z regulacją (blacha trapezowa), haki (dachówka ceramiczna), śruby dwugwintowe (blachodachówka), uchwyty montażowe typu L (papa), a także uchwyty montażowe bez regulacji (dachówka karpiówka), które zostały przedstawione na Rys. 1.

Montaż paneli fotowoltaicznych na dachu spadzistym przedstawiano w podrozdziale na przykładzie dachu pokrytego dachówką ceramiczną. Montaż składa się z następujących etapów.


14.4 Montaż PV podążających za słońcem

Fotowoltaiczne instalacje nadążne są montowane na ruchomych konstrukcjach zwanych trackerami. Montaż paneli fotowoltaicznych w systemie nadążnym można podzielić na następujące etapy:

1. Wykonanie fundamentu pod kolumnę trackera i jego montaż. Głębokość osadzenia fundamentu zależy od konkretnych warunków panujących na miejscu montażu. Głębokość posadowienia fundamentów musi być również większa niż głębokość przemarzania gruntu, która zależy w głównej mierze od strefy klimatycznej. Wymiary fundamentu determinowane są przez projektantów oraz polskie normy i obliczane są w przypadku paneli fotowoltaicznych dla trzeciej strefy klimatycznej oraz wykonywane z betonu klasy 25. Możliwy jest także montaż instalacji fotowoltaicznej na słupie nośnym. Tego typu konstrukcje proponuje np. firma Solar Tracker Polska, której instalację PV przedstawia Rys. 1.

Jednym z konstrukcyjnych rozwiązań jest zamontowanie tzw. kosza w fundamencie, który przedstawiono na Rys. 2 oraz Rys. 3, do którego przykręcana jest kolumna trackera. Do wykonania kolumny wykorzystywana jest na przykład rura ze stali ST3 S o średnicy 230 mm ze ścianką o grubości 6 mm i wysokości 2000 mm.

2. Montaż konstrukcji wsporczej dla paneli fotowoltaicznych przedstawiono na Rys. 4.

3. Zainstalowanie paneli PV do konstrukcji wsporczej za pomocą klem przesuwnych i wykonanie instalacji elektrycznej ( Rys. 5 ).


15. Badania paneli oraz instalacji fotowoltaicznej

15.1 Kontrola instalacji fotowoltaicznej

Instalacje fotowoltaiczne cieszą się dużym zainteresowaniem, co w następstwie prowadzi do wzrostu ich produkcji. Taka sytuacja bardzo często powoduje spadek jakości komponentów oraz jakości usług montażu instalacji fotowoltaicznych. Z tego względu ważne są testy instalacji fotowoltaicznej po jej wykonaniu. Badanie instalacji fotowoltaicznej należy rozpocząć od wizualnych oględzin w celu zweryfikowania poprawności doboru i montażu elementów instalacji, jak również jej zgodności z dokumentacją projektową. Ten etap badań instalacji fotowoltaicznej jest bardzo ważny, ponieważ dzięki niemu można nie dopuścić do eksploatacji wadliwej instalacji, jak również uchronić osobę wykonującą inspekcję przed niebezpieczeństwem. Po wizualnym sprawdzeniu instalacji przeprowadza się odpowiednie pomiary instalacji fotowoltaicznej. Przeprowadzenie testów instalacji po jej wykonaniu określa norma PN-EN 62446-1:2016 [1]. Do pomiarów instalacji stosowane są specjalistyczne przyrządy, które muszą spełniać wymagania norm PN-EN 61557 [2] oraz PN-EN 61010 [3].


15.2 Testy nowej instalacji

Każdy nowozainstalowany układ paneli fotowoltaicznych powinien przejść przegląd powykonawczy. Ma on na celu sprawdzenie czy łańcuchy paneli są podłączone prawidłowo i czy same panele nie są uszkodzone oraz wyeliminować potencjalne błędy wykonawcze [1]. Dokumentacja instalacji powinna zawierać jej schemat, daty oddania i kontroli, dane techniczne paneli i inwerterów, moc znamionową (maksymalna moc z jaką urządzenie może pracować przez długi czas bez narażenia się na uszkodzenie przy minimalnych zniekształceniach), a także dane firmy instalującej. Schemat powinien podawać liczbę paneli oraz ich typy, a także:

Dodatkowo do dokumentacji powinny być załączone karty katalogowe urządzeń. Istotną częścią dokumentacji są instrukcje zachowania się w przypadku awarii lub zdarzenia losowego (np. pożaru). Jako pierwsze wykonuje się oględziny instalacji (procedury znajdujce się w zapisach normy PN-EN 62446-1), natomiast podstawą oględzin instalacji są wytyczne normy PN-HD 60364-6. Bazując na dokumentacji instalacji fotowoltaicznej, powinno się sprawdzić czy założone parametry pracy paneli faktycznie są osiągane. Test należy przeprowadzić zgodnie z normą PN-EN 62446.

Testy (zgodnie z normą PN-HD 60364-6) dzielimy na dwie kategorie. Przedstawione zostały na Rys. 1 [2].

Kategoria I obejmuje testy, które powinny zostać wykonane dla wszystkich instalacji. Jako pierwsza powinna zostać sprawdzona strona zmiennoprądowa AC instalacji (zgodnie z normą PN-HD 60364-6), a następnie strona stałoprądowa DC. W przypadku pozytywnego przejścia przez testy kategorii I, można wykonać testy kategorii II. Podstawowymi metodami badań w tej kategorii są badania rozkładu temperatur pojedynczych paneli przy użyciu kamery termowizyjnej oraz analiza charakterystyk prądowo-napięciowych. W przypadku wykrycia nieprawidłowości w testach kategorii I lub II wykonywane są  testy dodatkowe np. badanie napięcia względem ziemi, test diody zaporowej, pomiar rezystancji izolacji na mokro oraz ocena zacienienia. Po zakończeniu testów sporządza i przekazuje się inwestorowi raport zawierający wyniki dla wszystkich przeprowadzonych testów, charakterystyki oraz datę kolejnego przeglądu. Taki raport jest podstawą świadczeń gwarancyjnych i odszkodowań [3].


15.3 Wybór i weryfikacja paneli do testowania

Panele fotowoltaiczne przeznaczone do badań powinny być odpowiednio oznakowane. Na tylnej powierzchni panelu fotowoltaicznego powinna znajdować się tabliczka znamionowa, którą przedstawiono na Rys. 1. Każda tabliczka znamionowa powinna zawierać informację odnośnie:

Dokumentacja techniczna powinna zawierać informację odnośnie mocy znamionowej instalacji, informację o producencie, modelu oraz liczbie paneli i inwerterów, daty zainstalowania i oddania do użytku, jak również informację o zlecającym montaż i adres zainstalowanej instalacji. Dokumentacja powinna zawierać także informację o firmie projektującej instalację oraz jej schemat. Ważną częścią dokumentacji jest określenie systemów bezpieczeństwa i sposobu zachowania w czasie awarii instalacji fotowoltaicznej. Wymagania dotyczące oznakowania, sporządzania dokumentacji technicznej, jak również sposób wyboru paneli do badań określa norma UL 4730 Ed. 1 (2017) "Wymagania dotyczące etykietowania, danych technicznych i wybieranie próbek dla paneli fotowoltaicznych", przy czym nie dotyczy systemów z koncentratorami światła, CPV. Norma precyzuje wymagania dla producenta odnośnie:

Norma EN 50380:2017 "Wymagania związane z oznaczaniem i dokumentacją paneli fotowoltaicznych" precyzuje jakie informacje powinny znaleźć się w dokumentacji technicznej panelu. Norma ta zobowiązuje do trwałego oznakowania panelu, określenia parametrów znamionowych oraz wskazuje sposób bezpiecznego i prawidłowego użytkowania. Natomiast norma EN 50461:2015 "Ogniwa słoneczne – Karta informacyjna produktu i specyfikacja parametrów dla krystalicznych ogniw krzemowych słonecznych" determinuje, jakie informacje powinny być podane odnośnie danych technicznych i parametrów monokrystalicznych i multikrystalicznych ogniw krzemowych, które determinują optymalną i bezpieczną produkcję paneli fotowoltaicznych.


15.4  Poprawność działania łańcuchów paneli

W celu zweryfikowania poprawności działania łańcuchów paneli wyznaczane są charakterystyki prądowo-napięciowe. Do pomiaru charakterystyk prądowo-napięciowych wykorzystywane są specjalistyczne przyrządy np. wielofunkcyjny miernik Metrel MI 3108 Eurotest PV, który przedstawiono na Rys. 1. Miernik pozwala badać instalacje fotowoltaiczne zgodnie z normą PN-EN 62446, które jednocześnie spełniają wymagania norm PN-EN 61557 oraz PN-EN 61010. Przyrząd łączy funkcje miernika parametrów instalacji elektrycznych i testera instalacji fotowoltaicznych. Umożliwia m.in. tworzenie charakterystyk prądowo-napięciowych, przeliczanie parametrów do wartości STC (standardowe warunki testowania) oraz pomiar mocy po stronach AC i DC inwertera. Ważnym aspektem w pomiarach instalacji PV jest jednoczesny pomiar parametrów środowiskowych takich jak temperatura panelu i natężenie promieniowania słonecznego.

Zgodnie z zaleceniami normy PN-EN 62446-1 w pierwszej kolejności zalecany jest pomiar ciągłości połączeń ochronnych (uziemiających) i wyrównawczych. Na Rys. 2 przedstawiony został schemat pomiaru ciągłości połączeń ochronnych za pomocą przyrządu MI 3108 Eurotest PV, który został podłączony do ramy panelu PV oraz do obudowy inwertera.

Ważnym etapem weryfikacji poprawności działania instalacji PV jest test polaryzacji przewodów oraz sprawdzenie poprawnego podłączenia łańcuchów paneli. Procedura wykonywania testu polaryzacji jest opisana szczegółowo w normie PN-EN 62446-1, natomiast schemat połączeń przewodów z miernikiem MI 3109 Eurotest PV przedstawiono na Rys. 3. Pomiar polaryzacji polega na połączeniu wszystkich przewodów o polaryzacji ujemnej i sprawdzaniu po kolei napięć między wszystkimi przewodami polaryzacji dodatniej do pierwszego przewodu odniesienia. Otrzymana wartość napięcia ok. 0 V oznacza poprawność połączeń, a dwukrotność wartości znamionowej napięcia poinformuje o połączeniu odwrotnym.

Pomiar napięcia otwartego obwodu  \( V_{oc} \) jest jednym z ważniejszych badań, które w szybki sposób umożliwia weryfikację poprawności połączeń paneli tworzących dany łańcuch. Pomiar przeprowadza się za pomocą miernika MI 3109 Eurotest PV, którego schemat przyłączenia do instalacji przedstawia . W momencie pomiaru  \( V_{oc} \) instalacja PV nie może być podłączona do obciążenia, a miernik podłącza się do przewodów wychodzących z paneli PV. Wartość napięcia danego łańcucha umożliwia sprawdzenie czy w odpowiedni sposób połączona jest odpowiednia ilość paneli. Możliwość wprowadzenia wartości parametrów środowiskowych do miernika umożliwia przeliczenie wartości napięcia otwartego obwodu do warunków STC. W badaniu za wartości referencyjne przyjmowane są dane z karty katalogowej paneli albo wartości zmierzone  \( V_{oc} \) dla pojedynczego panelu. Otrzymane wyniki, które odbiegają od oczekiwanych mogą sugerować:

Testem zalecanym przez normę PN-EN 62446-1 jest pomiar prądu zwarcia Isc, który można wykonać za pomocą miernika MI 3108. Możliwy jest także pomiar prądu pracy, wykorzystując cęgi Metrel A 1391. Na  przedstawiono schemat połączenia miernika z instalacją PV w celu przeprowadzenia pomiaru prądu DC. Prąd zwarcia mierzony jest przez połączenie przewodów wychodzących z panelu PV ze sobą i założenia cęgów na przewód. Natomiast prąd pracy mierzony jest w trakcie pracy instalacji.

Ważnym etapem weryfikacji poprawności działania instalacji fotowoltaicznej jest sprawdzenie charakterystyki prądowo-napięciowej łańcuchów paneli. Jest to rozszerzona wersja pomiarów  \( V_{oc} \) i  \( I_{sc} \), przy czym wykreślenie całej charakterystyki I(U) umożliwia dostarczenie informacji o napięciu punktu mocy maksymalnej  \( V_{sc} \), prądzie punktu mocy maksymalnej  \( I_{mpp} \) i maksymalnej mocy uzyskanej właśnie w tym punkcie. Dzięki zastosowaniu w pomiarze miernika natężenia promieniowania słonecznego charakterystyka prądowo-napięciowa może być przeliczona do warunków STC, w wyniku czego możliwe jest realne porównanie efektywności pracy instalacji z danymi katalogowymi producenta. Kształt charakterystyki pozwala diagnozować również błędy w pracy instalacji. Zmiany charakterystyki I(U) i czynniki powodujące anomalie zostały przedstawione na Rys. 6 i Rys. 7.

W badaniu ważne jest określenie aktualnej wartości natężenia promieniowania słonecznego (irradiancji) w płaszczyźnie paneli. Jest to ważne ze względu na to iż norma PN-EN 62446-1 definiuje minimalne natężenie promieniowania, przy którym badanie charakterystyki prądowo-napięciowej jest miarodajne i możliwe jest jej przeliczenie na warunki STC. W przypadku zastosowania urządzeń firmy Metrel natężenie promieniowania powinno być na poziomie powyżej 500  \( \frac{W}{m^{2}} \). Norma PN-EN 61829 określa sposób wykonywania badania efektywności pracy paneli fotowoltaicznych i dokładne przeliczenie pomiarów na warunki STC definiując wartość minimalną natężenia promieniowania słonecznego jako 700  \( \frac{W}{m^{2}} \). Badanie natężenia promieniowania słonecznego możliwe jest na kilka sposobów, a mianowicie wykorzystując zewnętrzny rejestrator temperatury i natężenia promieniowania słonecznego A 1378 PV Remote Unit firmy Metrel lub za pomocą pyranometru, który przedstawiono na Rys. 8.

Ważne w pomiarach parametrów środowiskowych jest to, aby czujnik natężenia promieniowania słonecznego został umieszczony w płaszczyźnie panelu, tak aby nie był zacieniony ani narażony na odbite światło. Czujnik temperatury powinien być umieszczony na tylnej ścianie panelu i najbliżej środka któregoś z ogniw i panelu.


15.5 Test na uderzenie gradu

Ekstremalne warunki pogodowe jak silne gradobicie może doprowadzić do widocznych uszkodzeń paneli, jak również do mikrouszkodzeń trudnych do wizualnego zidentyfikowania. Z tego powodu panele słoneczne są poddawane obowiązkowym testom, których celem jest sprawdzenie ich odporności na uderzenia gradu zgodnie z międzynarodowymi standardami (IEC 61215). Test przeprowadzany jest w temperaturze około  \( 4^{\circ} C \), za pomocą specjalnych wyrzutni kulek gradowych o średnicy 1 cala  (25,4 mm) i masie ok 7,53 g. Kulki uderzają panel w 11 cyklach z prędkością 23  \( \frac{m}{s} \). Po zakończeniu testu nie powinno być widocznych uszkodzeń takich jak pęknięcia ogniw i szkła, mikropęknięcia i łagodne deformacje strukturalne ( Rys. 1 ).


15.6 Test na statyczne obciążenia mechaniczne  panelu

Odporność paneli fotowoltaicznych na obciążenia mechaniczne statyczne (ang. static load test) weryfikowane jest na podstawie testów, podczas których panele obciąża się ciśnieniem rzędu 2400 Pa, wywołując w ten sposób naprężenia przez okres 1 h. Test wytrzymałości trwa tak długo, aż panel pęknie.


15.7 Testy elektroluminescencyjne

Do identyfikacji mikrouszkodzeń niewidocznych gołym okiem służą testy elektroluminescencyjne. Do tego typu uszkodzeń może dojść np. w czasie silnego gradobicia, kiedy warunki pogodowe są dużo bardziej niesprzyjające, niż te w czasie wykonywania testów gradowych, w konsekwencji czego może dojść do przekroczenia granicy wytrzymałości paneli. Do mikrouszkodzeń może dojść także w czasie transportu czy instalacji. Testy elektroluminescencyjne mogą także posłużyć do wykrywania mikrouszkodzeń indukowanym napięciem PID. Wykonywane są w momencie, gdy prąd przepływa przez panel. W tym czasie dwie niezależne kamery elektroluminescencyjne wykonują zdjęcia ogniw fotowoltaicznych, dzięki czemu panele zostają prześwietlone. Szczegółowy opis przeprowadzenia testów elektroluminescencyjnych jest przedstawiony w [1].


16. Uszkodzenia instalacji fotowoltaicznych

16.1 Rodzaje uszkodzeń w instalacjach fotowoltaicznych

Uszkodzenia instalacji fotowoltaicznej mogą dotyczyć ogniw, paneli, jak również elementów przyłączeniowych np.: kabli, złącz, puszek przyłączeniowych. Uszkodzenia mogą wystąpić w czasie produkcji, transportu, montażu, jak również w czasie eksploatacji podczas działania wielu czynników. W czasie produkcji są poddawane np. działaniu czynników chemicznych, wysokiej temperaturze i naprężeniom mechanicznym. W czasie transportu i montażu do uszkodzenia paneli może dojść pod wpływem złego zabezpieczenia przed upadkiem, czy też niewłaściwego zachowania się instalatora podczas wykonywania instalacji np. podczas chodzenia po panelach, zbyt silnego dokręcania do konstrukcji wsporczej. W czasie eksploatacji panele mogą być narażone np. na działanie silnego wiatru, opadów gradu. W środowisku morskim panele oraz elementy konstrukcji wsporczej mogą zostać trwale uszkodzone pod wpływem wilgotnej i korozyjnej atmosfery, w wyniku gromadzenia soli na elementach instalacji. Do najczęściej występujących wad i uszkodzeń zalicza się między innymi:


16.2 Gorące punkty

Gorące punkty (ang. hot-spots) to miejsca, w których nastąpiła niekontrolowana zmiana rezystancji powodująca wydzielenie się znacznej ilości ciepła Joule'a-Lenza i wzrost temperatury ogniwa w tych obszarach. Obecność gorących punktów może wynikać z obecności wad ścieżek prądowych jak na przykład obecność niedolutowań i zmiany przekroju, jak również mikrouszkodzeń ogniw. W obszarze uszkodzenia ogniwo zamiast generować energię, rozprasza ją w postaci ciepła. Problem występowania gorących punktów staje się bardzo poważny w przypadku, gdy część ogniwa jest zacieniona. W takiej sytuacji zacienione ogniwo nie produkuje energii elektrycznej, ale przepływa przez nie prąd wsteczny, wygenerowany przez niezacienione ogniwa, powodując podwyższenie temperatury [1]. W celu zapobiegania występowania gorących punktów w panelach stosowane są diody bocznikujące tzw. „by-pass”. Zadaniem diod bocznikujących jest przekierowanie wygenerowanego prądu w taki sposób, aby prąd nie płynął przez uszkodzone i zacienione ogniwo [2]. Temperatura gorącego punktu zależy od miejsca jego wystąpienia oraz od przewodności materiału, z którego wykonane jest ogniwo fotowoltaiczne [3]. Przykładowo gorący punkt w pobliżu krawędzi panelu krzemowego osiąga znacznie wyższe temperatury niż gorący punkt występujący w jego środku. Dzieje się tak, ponieważ przewodność cieplna w krzemowym ogniwie jest wyższa niż w laminacie. Z tego powodu ciepło jest rozprowadzane na większym obszarze w przypadku jeśli gorący punkt pojawi się w środkowej części panelu. Gorące punkty można wykryć za pomocą badania termowizyjnego instalacji fotowoltaicznej. Na Rys. 1 przedstawiony został obraz wykonany kamerą termowizyjną, ukazujący rozkład temperatury na powierzchni panelu fotowoltaicznego. Temperatura powierzchni prawidłowo pracującego panelu powinna być równomierna na całym jego obszarze. Na zdjęciu zaznaczony został obszar o podwyższonej temperaturze w porównaniu do pozostałych części panelu, świadczący o występowaniu gorących punktów.

Ogniwa fotowoltaiczne w obszarach hot-spotów mogą nagrzać się nawet do ponad 250°C [1]. Nagrzewanie ogniwa do wysokich temperatur, przekraczających wytrzymałość folii EVA może prowadzić do trwałego jej uszkodzenia, w wyniku, czego na powierzchni ogniwa pojawiają się ciemne przebarwienia. Występowanie 'hot-spotów' powoduje przyspieszenie starzenia się ogniwa, co może skutkować skróceniem żywotności panelu i spadku wydajności energetycznej o ponad  \( 15\% \) [4], a w skrajnych przypadkach może prowadzić do pożaru instalacji.


16.3 Delaminacja

Delaminacja to uszkodzenie paneli polegające na odwarstwieniu warstwy folii EVA (etylenowy polioctan winylu), którą pokryte są panele fotowoltaiczne. Proces pokrywania paneli folią EVA, czyli laminowanie, odbywa się pod określonymi parametrami technologicznymi takimi jak temperatura i ciśnienie. Konsekwencją złego doboru parametrów technologicznych tego procesu jest delaminacja, do której dochodzi w czasie eksploatacji. Najczęściej dochodzi do niej w gorącym i wilgotnym klimacie i obserwowana jest w pobliżu ścieżek prądowych. Delaminacja powoduje zmętnienie folii EVA, co można zaobserwować na Rys. 1.

Konsekwencją delaminacji jest pogorszenie właściwości ochronnych przed wnikaniem wilgoci w głąb paneli, jak również pogorszenie transmisji światła do ogniwa, co skutkuje pogorszeniem efektywności pracy paneli [1], [2], [3].


16.4 Pęknięcia i mikropęknięcia ogniw

Mikropęknięcia (ang. microcraks) i pęknięcia (ang. cracks) ogniw to uszkodzenia, do których może dojść na etapie produkcji, transportu i instalacji paneli fotowoltaicznych. Do pęknięć może dojść także podczas eksploatacji paneli pod wpływem uderzenia lub działania czynników atmosferycznych takich jak np.: obciążenia śniegiem, silne wiatry i opady gradu [1]. Można wyróżnić kilka rodzajów pęknięć ogniw w zależności od kierunku ich występowania:

Największy wpływ na zmniejszenie wydajności paneli fotowoltaicznych mają pęknięcia po przekątnej i pęknięcia w wielu kierunkach, gdyż mogą prowadzić do odłączenia części ogniw od busbarów, a zatem do utraty całkowitej mocy generowanej przez panel [2], [3]. W miejscach mikropęknięć jak również na krawędziach ogniw mogą występować tzw. „ślimacze ścieżki” [4], które są konsekwencją zachodzących reakcji chemicznych między pierwiastkami pochodzącymi z elementów paneli oraz tlenem i wilgocią ze środowiska. Ze względu na to, że różne reakcje mogą powodować powstanie „ślimaczych ścieżek” pojęcie to odnosi się do klasy defektów, a nie opisuje jednego konkretnego przypadku reakcji. Jeden z mechanizmów opisujących powstawanie „ślimaczych ścieżek” opiera się na założeniu, że wilgoć i tlen dyfunduje przez folię EVA i dociera przez mikropęknięcia do powierzchni ogniwa. Na skutek reakcji między cząsteczkami tlenu z folii EVA i środowiska oraz cząsteczkami srebra, pochodzącymi z tzw. palców ogniwa (cienka siatka widoczna na przedniej stronie ogniwa), powstają takie związki jak np. tlenek srebra, chlorek srebra, węglan srebra i octan srebra [5]. Przykładową reakcję tworzenia tzw. „ślimaczych ścieżek” (octanu srebra,  \( AgC_{2}H_{3}O_{2} \)), w wyniku działania promieniowania słonecznego i temperatury można zapisać jako:

Przyczyną powstawania „ślimaczych ścieżek” może być także wprowadzenie cząstek srebra w procesie produkcyjnym, jako zanieczyszczeń, co może nie mieć związku z obecnością mikropęknięć w ogniwie.


16.5 Defekty złącz i puszek przyłączeniowych

Do defektów instalacji fotowoltaicznej można zaliczyć między innymi defekty złącz oraz puszek przyłączeniowych. Konsekwencją złej jakości złącz jest zły kontakt elektryczny, uszkodzenie w czasie montażu lub po ekspozycji na działanie czynników atmosferycznych. Ostatecznie może dojść do wypalenia części instalacji. Innym powodem występowania wypalenia części instalacji jest zła jakość puszek przyłączeniowych z niepoprawnie założonymi diodami bocznikującymi. Puszki przyłączeniowe zawierają w swojej budowie diody 'by-pass', których rolą jest spowodowanie przepływu prądu poza zacienionym ogniwem. Jeśli niewłaściwie pracują to może dojść do ich przegrzania, a następnie wypalenia.


16.6  Pęknięcia szkła

Pęknięcia szkła paneli fotowoltaicznych wynikają najczęściej z działania czynników zewnętrznych takich jak np.: uderzenia gradem, kamieniem itp. Przykład uszkodzonego szkła panelu fotowoltaicznego przedstawiono na Rys. 1. Możliwe jest także uszkodzenie warstwy szklanej z powodu niewłaściwego zachowania instalatora w czasie wykonywania instalacji fotowoltaicznej np. za mocne dokręcenie klem, czy też przez chodzenie po panelu.


16.7 Korozja warstwy TCO w ogniwach z krzemu amorficznego

Korozja przezroczystej warstwy TCO (ang. Transparent Conductive Oxide) polega na jej zmętnieniu i dotyczy ogniw cienkowarstwowych [1], jak również wytworzonych z krzemu amorficznego [2]. Korozja TCO powstaje w obecności prądów upływu, które powodują generowanie napięcia między ogniwem a ziemią, co powoduje przedostawanie się atomów sodu, będących składnikiem szkła, do warstwy TCO. Postępowanie korozji ma swój początek na krawędziach panelu fotowoltaicznego, następnie proces postępuje na dalsze obszary ogniwa. W konsekwencji następuje zmętnienie warstwy oraz spadek wydajności ogniwa. Ze względu na położenie warstwy TCO w ogniwie, wyróżnia się technologie substrate, kiedy warstwa ta jest bezpośrednio przyległa do warstwy szklanej ogniwa oraz technologie superstage w przypadku kiedy warstwa TCO jest rozdzielona warstwą luminatu od szkła. Z tego powodu najbardziej narażone są ogniwa wytworzone w technologii substrate. W celu zapobiegania korozji warstwy TCO zlecane jest stosowanie falowników transformatorowych (izolacja galwaniczna), a także uziemianie bieguna „-” tablicy paneli.


16.8 Degradacja indukowanym napięciem PID

Do strat mocy paneli PV może dojść w wyniku występowania degradacji indukowanym napięciem PID (ang. Potential Induced Degradation), polegającym na występowaniu niewielkiego upływu prądu [1]. Zjawisko to zachodzi podczas występowania wysokiej różnicy potencjału między uziemioną ramą paneli fotowoltaicznych o potencjale 0 V, a skrajnie położonymi w stringu panelami (skrajnymi ogniwami) o różnej biegunowości. W przypadku systematycznego pojawiania się zjawiska PID może dojść do nieodwracalnego uszkodzenia złączy ogniw. Natomiast w przypadku, kiedy zjawisko zachodzi nieregularnie może dojść do odwracalnej polaryzacji ogniwa i nie powodować stałych uszkodzeń [2].


16.9 Markery technologiczne na krawędziach ogniw


17.1 Koszty instalacji fotowoltaicznej

Ze względu na duże potrzeby energetyczne korzystanie z fotowoltaiki staje się coraz bardziej opłacalne. Generalnie opłacalność inwestycji w elektrownię fotowoltaiczną zależy od ceny instalacji i cen energii. Na koszty fotowoltaiki w dużej mierze składają się głównie koszty samej instalacji, ponoszone jednorazowo. Cena zestawu instalacyjnego zależy również od miejsca gdzie będą instalowane panele. Na koszt instalacji mając wpływ:

Przykładowy rozkład procentowy kosztów dla firmy wykonującej instalacje został przedstawiony na Rys. 1 – oprac. na podstawie [1], [2].

Aktualna średnia cena instalacji w Stanach Zjednoczonych w zależności od rozmiaru została przedstawiona na Rys. 2. Dla 1kW otrzymujemy koszt 5 $/kW, a przypadku i 74 kW koszt za 1kW wynosi 3$. Średni koszt instalacji fotowoltaiki słonecznej na świecie od 2010 do 2019 r spada od wielu lat i obecnie wynosi 995$/kW ( Rys. 2 – oprac. na podstawie danych z [3]).


17.2 Ceny paneli

Najpopularniejszymi typami ogniw są ogniwa krzemowe oraz cienkowarstwowe, ogniwa wielozłączowe (ze względu na koszt) i barwnikowe (ze względu na wydajność, jednak stanowią marginalną część sprzedaży). Pośród powszechnie dostępnych panele monokrystaliczne są najdroższe, ale ze względu na najwyższą sprawność są chętnie wybierane. Tańsze ogniwa to ogniwa polikrystaliczne, natomiast najtańszą opcją są krzemowe ogniwa amorficzne (tabela na Rys. 1 – oprac. na podstawie [1]).

W  związku z rozwojem technologicznym, udoskonalaniem techniki wytwarzania, spada cena samych paneli. Richard Swanson – założyciel SunPower Corporation, producent paneli słonecznych – zaproponował odpowiednik prawa Moor’a dla paneli słonecznych. Prawo Swansona [2] postuluje, że cena słonecznych paneli fotowoltaicznych ma tendencję do spadku o  \( 20\% \) za każde podwojenie skumulowanej ilości wysyłanego towaru. Jest to prawo empiryczne. Ceny krystalicznych ogniw słonecznych spadły z 76,67 USD/W w 1977 r. do przewidywanego poziomu 0,74 USD/W w 2013 r., w 2017 r. wynosiły 0.63 USD/W, by w 2020 r. osiągnąć cenę 0.21 USD/W [3] ( Rys. 2 – oprac. na podstawie [4]).


17.3 Rozwój instalacji w Polsce

Łączna ilość energii wyprodukowana z fotowoltaiki w 2019 r. w Polsce wyniosła ok. 924 GWh, zaś  prognoza na 2020 r. wynosi  ok. 2190 GWh. Ilość energii wyprodukowanej w Polsce według źródła została przedstawiona na Rys. 1, natomiast procentowy rozkład źródeł  energii w produkcji energii przedstawia Rys. 2. Energia wyprodukowana z fotowoltaiki stanowi  \( 1,9\% \) ogólnej wyprodukowanej energii w 2020 r. w Polsce [1]).

W sektorze PV w Polsce jest zatrudnionych 5-6 tys. osób, z czego około 1000 osób zatrudnionych w firmach produkujących panele i komponenty instalacji. Tempo przyrostu nowych mocy instalacji fotowoltaicznych wynosi ok.  \( 150\% \) rocznie ( Rys. 3 ). W 2020 r. Polska zajmuje piąte miejsce w Europie pod względem przyrostu nowych mocy w fotowoltaice [2].  \( 71\% \) zainstalowanych źródeł fotowoltaicznych stanowią mikroinstalacje.

Średnia cena prądu w Polsce wynosi 0,62zł/kWh i ciągle rośnie, co w połączeniu z malejącymi kosztami instalacji czyni fotowoltaikę najbardziej obiecującą dziedziną OZE. W ostatnich latach pojawiły się uwarunkowania stymulujące inwestycje w wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej. Uporządkowano przepisy dotyczące przyłączenia do sieci – zrezygnowano z dokumentacji w formie papierowej, co pozwoliło skrócić czas procedury instalacyjnej. Zrezygnowano także z obowiązku uzyskania koncesji przez właścicieli odnawialnych źródeł energii o mocy do 50 kWp [1]. W ostatnich latach pojawiły się w Polsce rządowe programy wspierające instalacje fotowoltaiczne. Od 2014 r. działały dopłaty w ramach programu Prosument. Program oferował kredyt preferencyjny do  \( 100\% \) kosztów instalacji oraz dotacje w wysokości  \( 20\% \) lub  \( 40\% \) dofinansowania ( \( 15\% \) lub  \( 30\% \) po 2016 r). Program powstał jako kontynuacja wcześniejszego programu "Wspieranie rozproszonych, odnawialnych źródeł energii". Z historycznych programów warto wspomnieć jeszcze program "BOCIAN-rozproszone, odnawialne źródła energii" realizowany przez Narodowy Fundusz Ochrony środowiska i Gospodarki Wodnej od 2015 r. Od 30.08.2019 r. ruszył program dofinansowań "Mój Prąd", w ramach którego właściciel każdej nowej instalacji fotowoltaicznej może liczyć na dofinansowanie w formie dotacji do  \( 50\% \) kosztów kwalifikowanych mikroinstalacji wchodzącej w skład przedsięwzięcia (nie więcej niż 5 tys. zł na jedno przedsięwzięcie). Budżet bezzwrotnych form dofinansowania wyniósł 1 miliard złotych. W ramach programu do 21 maja 2020 r. przyłączono instalacje o łącznej mocy 200,77 MW przyznając prawie 26 tys. dofinansowań [3], [4].

Od 2019 r. można odliczyć od podatku dochodowego 53 000 zł w odniesieniu do wszystkich realizowanych przedsięwzięć termomodernizacyjnych w poszczególnych budynkach jednorodzinnych, których podatnik jest właścicielem lub współwłaścicielem. Instalacja fotowoltaiki w rozumieniu ustawy jest traktowana jako przedsięwzięcie termomodernizacyjne [5].

Na rozwój branży fotowoltaicznej mają bardzo silny wpływ zmiany w regulacjach prawnych. Rozwój fotowoltaiki związany jest z nałożeniem obowiązku na państwa należące do Unii Europejskiej do zapewnienia  \( 20\% \) udziału energii pochodzących z odnawialnych źródeł energii w całkowitym zużyciu energii do końca 2020 r. Zobowiązanie to weszło w życie wraz z podpisaniem dyrektywy w 2009 r. Zgodnie z dyrektywą docelowy udział OZE w końcowym zużyciu energii brutto do końca 2020 r. dla Polski ma wynieść co najmniej  \( 15\% \) [6]. Raport dotyczący rynku fotowoltaicznego w Polsce 2019 r. [7] wskazuje dynamiczny wzrost mikroinstalacji w ostatnich dwóch latach. Porównanie mocy zainstalowanej w źródłach fotowoltaicznych od 2014 r. do czerwca 2019 r. z uwzględnieniem rodzaju instalacji fotowoltaicznej przedstawia Rys. 4 – oprac. na podstawie [1].

Przyrost mocy z mikroinstalacji obserwowany jest od 2015 r., gdy w życie weszła ustawa o odnawialnych źródłach energii [8]. Zwiększenie produkcji energii elektrycznej z mikroinstalacji było także konsekwencją Regionalnych Programów Operacyjnych na lata 2014-2020. Łączna moc zainstalowana w źródłach fotowoltaicznych na koniec 2018 r. wynosiła ok. 500 MW, w maju 2019 r. przekroczyła 700 MW, a już pół roku później ok. 1,5 GW, natomiast w maju 2020 r. przekroczyła 1,95 GW. Wzrost sprzedaży energii z odnawialnych źródeł było także spowodowane wprowadzeniem systemu aukcyjnego. W systemie aukcyjnym wytwórcy deklarują ilość dostarczonej energii w czasie 15 lat oraz cenę za jaką będą sprzedawali energię. Zwycięzcami aukcji są producenci energii, którzy zaproponowali najniższą cenę. Aukcje na energię wprowadzono na podstawie ustawy o OZE z 2015 r. [6], która nie weszła w życie od razu, ale po jej nowelizacji w 2016 r. [7]. W 2018 r. zainstalowana moc pochodząca z instalacji, które wygrały aukcje OZE wynosiła ok. 50 MW, natomiast w 2019 r. ok 170 MW, co stanowi prawie 3,5-krotny wzrost mocy. Aukcje kontroluje Urząd Regulacji Energetyki, a ich przebieg opisuje Regulamin Aukcji [8].


17.4 Rozwój instalacji w Europie

Moc zainstalowanych ogniw fotowoltaicznych w ciągu ostatnich lat wzrosła o wzrosła o około 100 GW. W 2019 r. wynosiła 130 GW. Średni wzrost wynosi 10 GW/rok, jego tempo, podobnie jak na całym świecie, zwiększa się – w 2019 r. moc wzrosła o  \( 13\% \). W Europie zainstalowano 16,7 GW, co oznacza ponad stuprocentowy wzrost w porównaniu z 8,2 GW na koniec 2018 r. Największe wzrosty zanotowały Hiszpania (wzrost o 4,7 GW), Niemcy (4 GW), Holandia (2,5 GW) oraz Francja (1,1 GW). Wpływ na to miała wejście w życie Dyrektywa OZE (28/2009/WE) w 2009 r. W latach 2007-2014 instalacje były skoncentrowane w Hiszpanii. Drugi największy europejski rynek fotowoltaiki to Włochy, gdzie całkowita moc elektrowni fotowoltaicznych przekracza już 21 GW. Fotowoltaika stanowiła  \( 92\% \) przyrostu nowych mocy w małych instalacjach OZE – Rys. 1 [1].


17.5 Rozwój instalacji na świecie

Na całym świecie regularnie wzrasta światowa konsumpcja energii – według British Petrol Statistical Review of World Energy 2020 całkowite zużycie energii wzrosło o  \( 1,3\% \) względem poprzedniego roku ( Rys. 1 ). Odnawialne źródła energii (w tym biopaliwa) odnotowały rekordowy wzrost w zakresie zużycia energii ( \( 3,2 EJ =3,2 \cdot 10^{18}J \)). Wiatr w największym stopniu przyczynił się do rozwoju odnawialnych źródeł energii (1,4 EJ), drugi w kolejności wkład wniosła energii pochodząca ze Słońca (1,2 EJ). Od kilku lat najszybciej rozwija się rynek fotowoltaiki w Chinach. 16 GW nowych instalacji zainstalowano w Unii Europejskiej, a w Stanach Zjednoczonych pojawiło się ich 13. Wydatki na badania i rozwój w dziedzinie energii odnawialnej wzrosły o  \( 10\% \), osiągając  \( 13 mld $ \). Około połowa tej kwoty została przeznaczona na energię słoneczną [1], [2].

Chiny (odpowiadające za  \( 28,5\% \) globalnej emisji  \( CO_2 \)) zadeklarowały, że do 2060 r. chcą  osiągnąć neutralność klimatyczną, czyli przestać emitować do atmosfery nadmiar dwutlenku węgla. IHS Markit wskazuje, że moc paneli fotowoltaicznych będzie musiała wzrosnąć ponad dziesięciokrotnie z obecnych 213 GW do 2200 GW, a moc wiatraków z 231 GW do 1700 GW. Rozwój technologii odnawialnych źródeł energii, w tym fotowoltaiki, w najbliższych latach stanie się jednym z kluczowych obszarów gospodarki [3].


Wstęp

Indocti discant, et ament meminisse periti [łac.] - laicy niech się (z tego) uczą, znawcy niech się cieszą, że pamiętają - podręcznik kierujemy przede wszystkim do studentów kierunków nauk o Ziemi (geologii, geografii, ochrony środowiska, geoturystyki itd.). Mamy jednak nadzieję, że zainteresuje on także wszystkich, których fascynuje nasza planeta, będąca naszym środowiskiem życia i poznanie jej funkcjonowania jest niesłychanie istotne, wręcz konieczne, dla naszej przyszłości.

Założyliśmy, że podręcznik będzie prezentował tylko treści podstawowe, musi być napisany prostym językiem i mieć klarowną konstrukcję. To nie jest podręcznik dla naukowców i profesjonalistów, ale dla adeptów nauk o Ziemi. Zawiera on bazowe informacje, bez nadmiaru szczegółów. Poruszane zagadnienia staraliśmy się zilustrować na modelach i zdjęciach. Chcemy zachęcić, szczególnie młodych ludzi, do zrozumienia, że Ziemia to wspaniała, fascynująca planeta, która jest wciąż formowana. I że każdy proces geologiczny ma swoje uwarunkowania i oddziałuje na powierzchnię naszej planety, a każda wywołana zmiana pociąga za sobą następną. Procesy egzogeniczne, w powiązaniu z procesami endogenicznymi i biologicznymi kształtują środowisko zewnętrzne i nadają kierunek ewolucji Ziemi. Zapraszamy do lektury o procesach ziemskich.

Podczas prac nad tym e-podręcznikiem uzyskaliśmy nieocenione wsparcie ze strony wielu naszych przyjaciół, którzy podzielili się z nami własnymi materiałami i dobrą radą.

Za udostępnienie materiałów fotograficznych z własnych archiwów podziękowania chcieliśmy złożyć Sławomirowi Bębenkowi, Dorocie Górniak, Andrzejowi Jońcowi, Michałowi Krobickiemu, Markowi Łodzińskiemu, Mateuszowi Szczęchowi, Krzysztofowi Szopie, Ewie Waśkowskiej oraz Ewie Welc. Dziękujemy za udostępnienie okazów skał z prywatnych kolekcji Michałowi Krobickiemu, Markowi Łodzińskiemu oraz Piotrowi Siwkowi. Jesteśmy bardzo wdzięczni za pomoc w pracach edytorskich, w których wspomogli nas Maria Czuj-Górniak, Kacper Oliwa, Izabela Ptaszek, Elżbieta Słomka oraz Karolina Słomka-Polonis.

Szczególne podziękowania składamy Pani Marcie Stąporek, która cierpliwie znosiła nasze „humory”, na bieżąco rozwiązywała wszelkie trudności i to co było dla nas najcenniejsze, wniosła w czas pracy edytorskiej wiele ciepła oraz uśmiechu i bez pomocy której ten podręcznik nigdy by nie powstał.


Procesy egzogeniczne

Procesy egzogeniczne należą do procesów morfotwórczych, czyli kształtujących powierzchnię Ziemi [1], [2], [4], [5], [3], [6]. Ze względu na charakter dzielone są one na:

Działalność procesów egzogenicznych wpisuje się w teorię peneplenizacji.

Peneplenizacja polega na przewlekłym współdziałaniu procesów twórczych i niszczących, zwanych ogólnie procesami planacyjnymi [1], [4], [3] (gradacyjnymi) (Rys. 1), które powodują:

Procesy egzogeniczne, zarówno budujące jak i niszczące, zachodzą w różnych środowiskach i związane są z występowaniem wody we wszystkich stanach skupienia, powietrza i zjawisk atmosferycznych, organizmów żywych, ciepła słonecznego, grawitacji i upadków meteorytów. Zwykle procesy egzogeniczne rozpatruje się w grupach, w zależności od głównego oddziałującego czynnika i wyróżnia się:

Definicja 1: Procesy egzogeniczne

  Procesy przyrodnicze, które napędzane są energią zewnętrzną,
czyli pozyskiwaną ze źródeł pozaziemskich, nazywane są procesami egzogenicznymi. Głównymi źródłami tej
energii jest Słońce (zob.  Energia słoneczna) i grawitacja.

Definicja 2: Peneplenizacja

  Długotrwałe współdziałanie procesów geologicznych, prowadzące do
wyrównania powierzchni Ziemi nazywane jest peneplenizacją. Celem peneplenizacji jest osiągnięcie możliwie
płaskiej morfologii na rozległych obszarach, którą nazywa się penepleną (prawierównią, zrównaniem
końcowym). Peneplenę charakteryzuje pagórkowata rzeźba, w której występują niskie wzniesienia o łagodnie
nachylonych stokach oraz szerokie i płytkie doliny [7], [4].


Słońce

Jądro Słońca zajmuje około 20–25% promienia słonecznego. Zbudowane jest z plazmy, której głównymi składnikami są elektrony, protony i jądra atomów helu. W jądrze jest wytwarzane 99% energii Słońca. Energia ta powstaje w procesie syntezy termojądrowej, w procesie przekształcania wodoru w hel.

Ponad jądrem występuje strefa promienista, która rozciąga się do około 70% promienia słonecznego. Podobnie jak jądro, składa się z plazmy, czyli jonów i elektronów. Energia w tej strefie przekazywana jest przez promieniowanie. Wraz ze wzrostem odległości od jądra, temperatura i gęstość tej sfery znacząco spadają.

Następna jest strefa konwektywna (zwana także konwekcyjną), którą charakteryzuje występowanie konwekcji termicznej. Temperatura w tej strefie jest niższa niż w strefie promienistej, a cięższe atomy nie są całkowicie zjonizowane. Komórki konwekcyjne, wynoszące ciepło na zewnątrz, tworzą ślad na powierzchni Słońca w postaci granuli, które mają formę wielokątów o rozmiarach rzędu 1000 km.

Powierzchniową warstwę Słońca, o grubości około 400 km, stanowi fotosfera. W niej powstaje większość fotonów opuszczających Słońce i jest ona widoczna gołym okiem z Ziemi. Światło słoneczne powyżej fotosfery rozchodzi się niemal swobodnie w przestrzeni.

Na zewnątrz fotosfery rozciąga się atmosfera słoneczna, którą dzieli się na chromosferę, warstwę przejściową, koronę słoneczną i heliosferę. Chromosfera, warstwa przejściowa i korona są znacznie gorętsze niż powierzchnia Słońca. Temperatura w chromosferze stopniowo wzrasta do około 20 000 K. Jest ona widoczna jako kolorowy błysk podczas zaćmień Słońca. Powyżej chromosfery znajduje się cienka (około 200 km) warstwa przejściowa, w której temperatura wzrasta gwałtownie do blisko miliona kelwinów. W koronie słonecznej temperatura osiąga 2 000 000 K. Generowany jest w niej wiatr słoneczny, który dochodzi do Ziemi. Heliosfera jest zewnętrzną warstwą atmosfery słonecznej. Wypełnia ją plazma wiatru słonecznego.

Słońce emituje energię, głównie w postaci promieniowania elektromagnetycznego, w zakresie promieniowania ultrafioletowego, widzialnego i podczerwonego i jest najważniejszym źródłem energii dla życia na Ziemi (zob. Energia słoneczna). Niewielka część tej energii wchodzi do wiatru słonecznego, czyli strumienia całkowicie zjonizowanej wodorowo-helowej plazmy, poruszającej się z prędkością około 300-800 km/s) [1], [2], [3].

Definicja 1: Słońce

  Słońce to centralna gwiazda Układu Słonecznego. Jest gwiazdą ciągu głównego
typu G (G2V), klasyfikowaną jako żółty karzeł. Ma kształt kulisty, który jest stabilizowany przez grawitację i
ograniczany przez pole magnetyczne. Promień Słońca wynosi około 695 000 km, czyli 109 razy więcej niż
promień Ziemi. Jego masa jest około 330 000 razy większa od masy Ziemi i stanowi około 99,86%
całkowitej masy Układu Słonecznego. W środku Słońca temperatura osiąga około 16 mln K,
a gęstość \(1,6\cdot 105\frac {kg}{m^3}\). Około 3/4 masy Słońca składa się z wodoru; reszta to głównie hel (około 25%), z
akcesorycznymi ilościami cięższych pierwiastków, w tym tlenu, węgla, neonu i żelaza [1], [2], [3].


Energia słoneczna

Natężenie promieniowania słonecznego można mierzyć w przestrzeni kosmicznej lub na powierzchni Ziemi po absorpcji i rozproszeniu atmosferycznym. Natężenie promieniowania w przestrzeni jest funkcją odległości od Słońca, cyklu słonecznego i zmian między cyklami. Natężenie promieniowania na powierzchni Ziemi zależy dodatkowo od nachylenia powierzchni pomiarowej, wysokości Słońca nad horyzontem oraz warunków atmosferycznych. Promieniowanie słoneczne wpływa na przebieg procesów geologicznych, metabolizm roślin i zachowanie zwierząt [1]. Badanie i pomiar natężenia promieniowania słonecznego ma kilka ważnych zastosowań, w tym przewidywanie wytwarzania energii z elektrowni słonecznych, obciążenie ogrzewania i chłodzenia budynków, modelowanie klimatu i prognozowanie pogody, zastosowania pasywnego chłodzenia radiacyjnego w ciągu dnia oraz podróże kosmiczne [1].

Definicja 1: Energia słoneczna

  Energia słoneczna to energia promieniowania słonecznego zdolna
do wytwarzania ciepła i wywoływania reakcji chemicznych lub generowania elektryczności [1], [2]. Używa się
też pojęcia energia słoneczna dla opisania energii wytwarzanej przez Słońce w wyniku reakcji termojądrowych
[3].
Natężenie promieniowania słonecznego to moc na jednostkę powierzchni (powierzchniowa gęstość mocy)
odbierana ze Słońca w postaci promieniowania elektromagnetycznego w zakresie długości fal instrumentu
pomiarowego. Natężenie promieniowania słonecznego jest mierzone w watach na metr kwadratowy (\(W/m^2\)) w
jednostkach SI.

Definicja 2: Stała słoneczna

  Stała słoneczna jest to ilość energii słonecznej docierającej w jednostce
czasu do jednostki powierzchni prostopadłej do kierunku rozchodzenia się promieniowania na górnej granicy
atmosfery [4]. Jej wartość wynosi ok. 1370 \(W/m^2\). Wbrew nazwie wartość stałej słonecznej ulega wahaniom, które są
skutkiem zmian odległości Ziemi od Słońca w ruchu po orbicie oraz zmian aktywności Słońca.


Prawo powszechnego ciążenia

Prawo powszechnego ciążenia jest przedstawione w  Prawo powszechnego ciążenia i na Rys. 1 (gdzie, M – masa Ziemi, m – masa ciała przyciąganego, G – stała grawitacji, R – odległość ciała przyciąganego od środka Ziemi, a - odległość ciała przyciąganego od osi obrotu Ziemi, \(\omega \) – prędkość obrotowa Ziemi w punkcie, gdzie znajduje się ciało przyciągane). Siła przyciągania Ziemi (F = mg) jest modyfikowana przez siłę odśrodkową. Odległość ciała przyciąganego od środka Ziemi zależy od położenia tego ciała na powierzchni Ziemi, czyli dokładnie na powierzchni geoidy.

Przyciąganie Ziemi ma wpływ na następujące procesy:

Siła przyciągania Słońca i Księżyca wpływa na powierzchnię Ziemi, w szczególności na zmiany powierzchni oceanów [5], [6], [7]. Zmiany te znane są jako pływy (zob.  Pływy).

Definicja 1: Przyspieszenie ziemskie

  Przyspieszenie ziemskie, zwane też ziemskim przyspieszeniem
grawitacyjnym jest to przyspieszenie spadku swobodnego na Ziemi, przyspieszenie (w próżni) nadawane
przez siłę grawitacyjną Ziemi ciału znajdującemu się na jej powierzchni. Przyjmuje się wartość
przyspieszenia ziemskiego 9,80665 \(m/s^2\) zmierzoną na poziomie morza na 45\(^{\circ }\) szerokości geograficznej [1].

Definicja 2: Geoida

  Geoida to teoretyczna powierzchnia ekwipotencjalna (zob.  Kształt Ziemi [w:]
Geologia. Ziemia i procesy endogeniczne), czyli kształt, jaki przybrałaby powierzchnia oceanu pod wpływem
przyciągania Ziemi, w tym przyciągania grawitacyjnego i obrotu Ziemi, gdyby nie było innych wpływów, takich
jak wiatry i pływy. Powierzchnia ta przedłużona jest w sposób umowny pod powierzchnią lądów. Wszystkie
punkty na powierzchni geoidy mają ten sam geopotencjał (suma energii potencjalnej grawitacji i
energii potencjalnej odśrodkowej). Siła przyciągania Ziemi działa wszędzie prostopadle do geoidy.
Kształt geoidy wyznacza się na podstawie pomiarów astronomiczno-geodezyjnych, grawimetrycznych
i niwelacyjnych. Kształt ten, aktualnie wyznaczany przede wszystkim na podstawie altymetrii
satelitarnej, jest zbliżony do elipsoidy obrotowej. Odchylenie maksymalne jest rzędu 100 metrów [2].


Procesy oraz obiegi związków i pierwiastków w przyrodzie

Cykliczność procesów geologicznych i cykl skalny

Cykl geotektoniczny, czyli cykl Wilsona (zob.  Mechanizm kolizji) przedstawia procesy, w wyniku których następują przemieszczenia płyt litosfery, powstawanie oceanów, ich zamykanie i formowanie orogenów (zob. Orogeneza i epejrogeneza - definicje podstawowe).

W cykl skalny zaangażowane są następujące procesy (Rys. 1):

Masy skalne zmieniają swoje położenie we wnętrzu Ziemi. Część z nich dostaje się w warunki wysokich temperatur, gdzie następuje wytopienie z nich składników i wytworzenie stopów, zwanych magmą. Każdy z trzech głównych typów genetycznych skał (skały magmowe, osadowe i metamorficzne) może ulec przetopieniu i uformować skałę magmową [4], [5], [6]. Magma migruje i podlega wznoszeniu. W obrębie skorupy ziemskiej lub na jej powierzchni jest ochładzana i krzepnie tworząc skałę magmową (zob.  Dyferencjacja magmy, Krystalizacja magmy,  Stadia krystalizacji magmy,  Intruzje magmowe).

Podczas tektonicznych procesów orogenicznych skały są wypiętrzane i tworzą góry (zob.  Orogeneza i epejrogeneza - definicje podstawowe,  Orogeny bezkolizyjne,  Orogeny kolizyjne). W strukturach powierzchniowych Ziemi są poddawane działaniu atmosfery, hydrosfery i biosfery, gdzie podlegają procesom wietrzenia i erozji. Procesy te powodują rozpad i rozkład skał, a ich fragmenty, w formie ziaren są transportowane grawitacyjnie w niżej położone obszary wodne lub lądowe, gdzie ulegają gromadzeniu w procesie sedymentacji tworząc osadowe skały detrytyczne [4], [5], [6], (zob.  Geologiczna działalność oceanów i mórz,  Geologiczna działalność wód płynących,  Geologiczna działalność lodu,  Wietrzenie, Geologiczna działalność wiatru,  Geologiczna działalność wód stojących). Zgromadzony luźny materiał w wyniku diagenezy przekształca się w zwięzłą skałę osadową (zob.  Skały okruchowe, Niestokowe ruchy masowe i ich przyczyny). Skały osadowe mogą też powstawać przez krystalizację minerałów z roztworów. Zmineralizowanie wód następuje często przez związki pochodzące z rozkładu wcześniejszych generacji skał. Pewne odmiany skał tworzą się dzięki sedymentacji materiałów wytwarzanych przez organizmy żywe (skały biogeniczne) [4], [5], [6], (zob.  Ewaporaty,  Skały węglanowe, Wapienie).

Skały poddane działaniu wysokich temperatur i ciśnień podlegają przemianom fizycznym lub chemicznym, tworząc skały metamorficzne (zob.  Skały metamorficzne [w:] Geologia. Ziemia i procesy endogeniczne.). Procesy metamorficzne obejmują metamorfizm regionalny, kontaktowy, imapktytowy, dynamometamorfizm oraz metasomatozę (zob.  Rodzaje metamorfizmu,  Metasomatoza) [4], [5], [6], [7].

Definicja 1: Cykl skalny

  Cykl skalny, zwany także cyklem geologicznym, opisuje procesy prowadzące
do powstania skał, ich przeobrażeń i zniszczenia. Cykl skalny jest serią procesów naturalnych, w których
następuje obieg materii pomiędzy skałami, w wyniku przekształceń skał jednego typu w inne typy [1], [2], [3].


Procesy cyklu hydrologicznego

Woda podlega parowaniu, czyli ze stanu ciekłego przechodzi w stan gazowy (parę wodną). Parowanie zachodzi wtedy, gdy cząsteczka ma dostatecznie wysoką energię kinetyczną, by przezwyciężyć siły przyciągania między cząsteczkami cieczy. Energia kinetyczna cząsteczek wody związana jest z energią dostarczaną przez promieniowanie słoneczne. Parowaniu podlega woda występująca w zbiornikach oceanicznych, morskich, jeziornych, w rzekach oraz znajdująca się w powierzchniowych strukturach lądów. Para woda może też dostawać się do atmosfery z gazów wulkanicznych, w wyniku sublimacji, czyli przechodzenia lodu w stan gazowy, a także przez transpirację, czyli jest dostarczana przez rośliny, które są ważnym źródłem wody. W roślinach woda powstaje jako produkt uboczny fotosyntezy. Woda dostaje się do atmosfery również w wyniku oddychania przez zwierzęta i ludzi.

Do fazy ciekłej para woda wraca dzięki procesowi kondensacji [5], [6]. Kondensacja, czyli skraplanie ma miejsce podczas ochładzania pary wodnej lub mieszania się mas powietrza o różnych temperaturach. Skraplanie wody, związane jest z uformowaniem kropli, które zachodzi wokół mikroskopijnych cząsteczek pyłu lub soli, zwanych jądrami kondensacji. Małe kropelki wody zawieszone są w atmosferze i stają się widoczne w chmurach lub we mgle. Ich powstawanie łączy się z występowaniem w powietrzu pyłów zawieszonych. W chmurach kropelki wody zderzają się tworząc większe formy. Gdy osiągną odpowiednią wielkość, spadają grawitacyjnie na Ziemię w postaci deszczu, śniegu lub gradu tworząc opad atmosferyczny. Na powierzchni Ziemi opad może odparować, infiltrować lub spłynąć do strumieni, jezior i finalnie do oceanów.

Infiltracja to proces, w którym woda z powierzchni Ziemi przedostaje się do struktur podpowierzchniowych (zob.  Infiltracja). Zdolność infiltracji zależy od ilości, rodzaju i intensywności opadów, nachylenia terenu, własności i nasycenia podłoża, temperatury, rodzaju i ilości pokrywy roślinnej. Infiltracja podłoża gliniastego, bogatego w minerały ilaste zachodzi wolno, natomiast podłoże żwirowe w krótkim czasie przyjmuje znaczne ilości wody [5], [6]. Woda z infiltracji, która występuje w przypowierzchniowych częściach skorupy ziemskiej wypełniając przestrzenie porowe w skałach, nazywana jest wodą gruntową. Przemieszcza się ona powoli w strukturach ziemskich, tworząc odpływ wód gruntowych (podziemny) [5], [6]. Niektóre wody gruntowe mogą ponownie przedostać się na powierzchnię, skąd wypływają jako źródła tworząc strumienie lub w wypływają obrębie jezior, zbiorników morskich i oceanicznych. W związku z tym, iż systemy wód powierzchniowych i podziemnych są ze sobą połączone, wody strumieni i jezior mogą infiltrować i zasilać wody gruntowe.

Wody w strumieniach i jeziorach nazywane są wodami powierzchniowymi. Przepływ wody po powierzchni Ziemi ma miejsce, gdy nadmiar wody deszczowej, burzowej, roztopowej lub pochodzącej z innych źródeł nie podlega wystarczająco szybkiej infiltracji. Taki przepływ nazywany jest odpływem powierzchniowym (Rys. 2).

Retencja to zdolność do gromadzenia i przetrzymywania wody na i w obrębie skorupy ziemskiej. Rozróżnia się retencję oceanów, retencję wody słodkiej na powierzchni kontynentów, retencję podłoża i retencję atmosfery. Pojęcie retencji (tzw. małej retencji) odnosi się też do mniejszych jednostek, używane jest w stosunku do zdolności gromadzenia wody w lasach lub małych zbiornikach naturalnych i sztucznych (Rys. 3).

Definicja 1: Obieg wody w przyrodzie (cykl hydrologiczny)

  Cykl hydrologiczny przedstawia cyrkulację
wody na Ziemi, to znaczy zmiany jej stanu i położenia w systemie ziemskim [1], [2], [3], [4]. W jego obrębie
wyróżnia się duży obieg, obejmujący oceany i kontynenty oraz obieg mały, który rozpatruje cyrkulację tylko
oceanów lub kontynentów albo mniejszych regionów.


Cykl węglowy

Dwutlenek węgla do atmosfery ziemskiej dostaje się w wyniku różnych procesów. W przeszłości geologicznej podstawowym jego źródłem był wulkanizm, który współcześnie odgrywa mniejszą rolę [3] (zob.  Wulkanizm [w:] Geologia. Ziemia i procesy endogeniczne.). Dwutlenek węgla produkowany jest przez spalanie (utlenianie), czyli reakcję chemiczną polegającą na łączeniu się węgla z tlenem: \({C+O_2=CO_2}{\uparrow }\). Zachodzi też przez rozkład substancji organicznej, w trakcie której następuje uwolnienie dwutlenku węgla i metanu do atmosfery [4] oraz przez oddychanie, czyli w procesie wymiany gazowej odbywającej się pomiędzy organizmami zwierzęcymi, a atmosferą. Wzbogacenie w dwutlenek węgla ma miejsce również przez działalność antropogeniczną (np. produkcję cementu i wapnia [5], podczas których wyprażane są węglany \({CaCO_3=CaO+CO_2}{\uparrow }\)). Węgiel jest składnikiem metanu \(CH_4\), który uwalniany jest do atmosfery z hydratów lub podczas wydobywania kopalin.

Ważnym procesem regulującym ilość dwutlenku węgla w atmosferze jest fotosynteza (Rys. 2), polegająca na przekształcaniu energii świetlnej w energię chemiczną, której część jest magazynowana w cząsteczkach węglowodanów [6]

Przeprowadzana jest ona przez organizmy nazywane fotoautotrofami, do których należy większość roślin lądowych, glonów i sinic. Fotosynteza zachodzi na powierzchni Ziemi w środowiskach lądowych i wodnych, zarówno morskich i słodkowodnych.

Węgiel jest głównym pierwiastkiem wchodzącym w skład związków organicznych, z których są zbudowane tkanki organiczne. Biomasa, czyli żywe organizmy oraz materia pochodząca z martwych organizmów, jest częściowo spalana (głównie przez człowieka) lub ulega rozkładowi. Procesy te dostarczają dwutlenek węgla i metan do atmosfery [4]. Tylko część węgla z biomasy ulega akumulacji.

Wycofywanie węgla z obiegu związane jest z retencją, czyli gromadzeniem i przetrzymywaniem go. Ze względu na środowisko wyróżniana jest retencja oceaniczna, atmosferyczna, glebowa i skalna. Największa ilość węgla znajduje się w skałach węglanowych, tj. wapienie i dolomity (Rys. 3) (zob.  Skały węglanowe). Większość tych skał ma pochodzenie biogeniczne i występujący w nich węgiel został wychwycony z wody morskiej przez organizmy żywe, takie jak korale, małże, czy glony (zob.  Wapienie), [7], [8].

Część biomasy nie ulega rozkładowi i następuje gromadzenie węgla w kaustobiolitach (zob.  Kaustobiolity), [7], [8]. Biomasa lądowa ulega akumulacji, w wyniku której powstają torfy, które przekształcają się w węgle (zob. Powstawanie węgli humusowych), (Rys. 4). Morska akumulacja prowadzi do powstania łupków bitumicznych oraz innych kaustobiolitów ciekłych i gazowych. Akumulacja antropogeniczna odbywa się przez sekwestrację. Jest to wychwytywanie dwutlenku węgla z atmosfery (np. ze spalin) i magazynowanie go (np. przez zatłaczanie pod powierzchnię Ziemi). Z sekwestracją łączy się też mineralizacja, czyli doprowadzenie do reakcji chemicznych dwutlenku węgla z minerałami skały goszczącej [9].

Przetapianie i przeobrażenie skał bogatych w węgiel następuje na dużych głębokościach, gdzie panują odpowiednio wysokie temperatury. Węgiel wchodzi w skład magmowych i metamorficznych (między innymi jako minerały grafit i diament) oraz par i gazów wulkanicznych, skąd może być uwalniany do atmosfery [3].

Definicja 1: Cykl węglowy

  Cykl węglowy to cykl biogeochemiczny, opisujący cyrkulację węgla na
Ziemi [1], [2]. Węgiel wielokrotnie przemieszcza się w obiegu zamkniętym między atmosferą, skorupą ziemską,
hydrosferą i biosferą.