Wpływ zacienienia na wydajność instalacji PV
Zacienienie jest jednym z najważniejszych czynników wpływających na rzeczywistą produkcję instalacji fotowoltaicznych. W odróżnieniu od kąta nachylenia czy azymutu – które można zoptymalizować w projekcie – zacienienie wynika z otoczenia lokalizacji i może być trudne do wyeliminowania.
Rodzaje zacienienia
W analizie instalacji PV wyróżnia się dwa główne typy zaciemnienia:
- Zacienienie bliskie (near shading) – od obiektów w bezpośrednim otoczeniu instalacji: kominów, anten, wywietrzników, elementów dachowych, sąsiednich rzędów modułów. Charakteryzuje się gwałtownymi i precyzyjnie określonymi granicami cienia.
- Zacienienie dalekie (far shading) – od horyzontu: wzgórz, gęstej zabudowy miejskiej, lasu na odległość. Powoduje skrócenie efektywnego czasu nasłonecznienia w godzinach rannych lub wieczornych.
Mechanizm strat wywołanych zacienieniem
Moduły fotowoltaiczne zbudowane są z szeregowo połączonych ogniw. Gdy część ogniw jest zacieniona, prąd przez cały szereg ograniczony jest do wartości najsłabszego ogniwa. Nawet częściowe zacienienie jednej komórki może redukować produkcję całego łańcucha modułów.
Nowsze architektury systemów z mikroinwerterami lub optymalizatorami mocy ograniczają ten efekt, ponieważ każdy moduł pracuje niezależnie. W klasycznych systemach z inwerterem stringowym zacienienie jednego modułu wpływa na cały string.
Praktyczny przykład – komin na dachu
Komin o wysokości 1 m rzuca cień, którego długość zmienia się w zależności od pory roku i godziny. W Polsce środkowej w grudniu, przy niskim słońcu (ok. 15°), cień komina może mieć długość ok. 3–4 m i obejmować kilka modułów w godzinach rannych i popołudniowych. W czerwcu przy słońcu na wysokości ponad 60° ten sam komin rzuca cień poniżej 0,6 m.
Sezonowe różnice w zacienieniu
Zacienienie instalacji jest silnie zróżnicowane sezonowo. Zima w Polsce środkowej charakteryzuje się niską trajektorią słońca – kąt elewacji w południe wynosi zaledwie ok. 15°. Oznacza to, że wszelkie przeszkody na horyzoncie – budynki, drzewa, wzgórza – blokują znaczną część promieniowania. Latem słońce jest wysoko, a wpływ przeszkód jest ograniczony.
Analiza zacienienia w projekcie
Profesjonalne projekty instalacji PV obejmują analizę zacienienia wykonywaną przez specjalistyczne oprogramowanie (np. PVsyst, Helioscope). Analiza taka uwzględnia lokalizację geograficzną, dokładne wymiary i rozmieszczenie przeszkód oraz konfigurację modułów.
Dla wstępnych ocen narzędzie PVGIS zawiera funkcję wprowadzania horyzontu (horizon profile), która pozwala na uwzględnienie dalekich przeszkód. Profil horyzontu można wczytać z danych terenowych lub zdefiniować ręcznie.
Wpływ na dobór kąta nachylenia
Zacienienie modyfikuje optymalny kąt nachylenia modułów. Jeśli instalacja jest narażona na zacienienie przy niskim słońcu (np. od zabudowy po południe), zwiększenie kąta nachylenia powyżej standardowego optimum może nie przynieść korzyści – moduły i tak będą zacienione w godzinach, gdy kąt słońca jest mały. W takich przypadkach dokładna symulacja numeryczna jest jedyną wiarygodną metodą oceny.
Zacienienie między rzędami modułów
Na instalacjach naziemnych i na dachach płaskich istotne jest też wzajemne zacienienie modułów w różnych rzędach. Minimalna odległość między rzędami zależy od kąta nachylenia, wysokości modułu i dopuszczalnych strat. Dla kąta 30° w lokalizacji ok. 52°N typowa odległość między rzędami wynosi ok. 2,5–3-krotność wysokości rzędu modułów mierzonej w kierunku pionowym.
Podsumowanie
Zacienienie należy ocenić przed projektem instalacji fotowoltaicznej, zwłaszcza w zabudowie miejskiej lub na dachach z wieloma elementami technicznymi. Nawet niewielkie i pozornie marginalne zacienienie może powodować straty przekraczające kilka–kilkanaście procent rocznej produkcji, szczególnie w zimowych miesiącach, gdy promieniowanie jest już na niskim poziomie.
Powiązane artykuły: Optymalne nachylenie paneli słonecznych w Polsce · Orientacja i kąt nachylenia ogniw fotowoltaicznych