Włosi ustawili panele fotowoltaiczne jeden nad drugim i twierdzą, że to ma sens
W fotowoltaice coraz większego znaczenia nabiera nie tylko sprawność pojedynczego modułu, ale również ilość energii, którą można potencjalnie uzyskać z określonej powierzchni gruntu. Naukowcy z Mediterranea University of Reggio Calabria i włoski startup AMPS przetestowali prototyp instalacji z dwiema nakładającymi się warstwami bifacjalnych modułów PV, które mogą być niezależnie sterowane.
Autorzy badania zwracają uwagę na kompromis występujący w obecnych farmach fotowoltaicznych. Systemy nadążne mogą zwiększać produkcję z zainstalowanego kWp, ale obracające się moduły wymagają większych odstępów między rzędami, aby ograniczyć wzajemne zacienienie. Zmniejsza to gęstość instalacji na danej powierzchni. Jednocześnie wraz ze spadkiem cen modułów większego znaczenia nabierają pozostałe koszty inwestycji, w tym grunt, konstrukcja i montaż. Włoski zespół chce ograniczyć ten kompromis, wykorzystując przestrzeń również w pionie.
Dwa poziomy fotowoltaiki
Prototyp zbudowany w Reggio Calabria składa się z 12 specjalnie przygotowanych bifacjalnych mini-modułów TOPCon, po sześć w każdej z dwóch warstw. Obie warstwy mogą niezależnie obracać się wokół jednej osi. Rozdzielono je pionowo o 25 cm. Był to kompaktowy układ, w którym pozostawiono przestrzeń potrzebną do niezależnego obracania mini-modułów, a jednocześnie możliwe było badanie wzajemnego zacieniania obu powierzchni.
W efekcie na powierzchni gruntu odpowiadającej pojedynczej instalacji badacze umieścili dwukrotnie większą aktywną powierzchnię fotowoltaiczną. Nie oznacza to jednak dwukrotnie większej produkcji. Górna warstwa częściowo zasłania dolną, dlatego kluczowym elementem koncepcji jest takie sterowanie położeniem modułów, aby zarządzać wzajemnym zacienieniem i możliwie efektywnie wykorzystywać promieniowanie bezpośrednie, rozproszone i odbite. To właśnie aktywne zarządzanie zacienieniem ma odróżniać rozwiązanie od wcześniejszych statycznych koncepcji wielowarstwowych i trójwymiarowych systemów PV.
Do 27 proc. przewagi nad bifacialem
Badacze sprawdzili trzy podstawowe tryby pracy. Najlepszy wynik uzyskano, gdy dolna warstwa pozostawała nieruchoma, a górna dynamicznie “śledziła” słońce. W tej konfiguracji skumulowany prąd zwarciowy Isc był około 27 proc. wyższy niż w referencyjnym, pojedynczym systemie bifacjalnym zajmującym taką samą powierzchnię gruntu. Względem instalacji monofacjalnej przewaga wyniosła około 42 proc.
Nawet najprostsza konfiguracja statyczna, w której obie warstwy ustawiono pionowo i zrezygnowano ze śledzenia Słońca, uzyskała około 14 proc. przewagi nad pojedynczą warstwą bifacjalną i 28 proc. nad monofacjalną.
To jeszcze nie 27 proc. więcej energii
Należy jasno podkreślić, że podanych wyników nie należy jednak interpretować jako 27 procentowego wzrostu rocznej produkcji energii. W badaniu wykorzystano prąd zwarciowy Isc jako wskaźnik optyczno-elektrycznej odpowiedzi aktywnych powierzchni, a nie produkcję energii wyrażoną w kWh. Sami autorzy zaznaczają również w pracy naukowej, że takie pomiary nie uwzględniają m.in. wpływu temperatury modułów, zmian współczynnika wypełnienia ani zachowania układów MPPT.
Badanie ma również inne ograniczenia. Testy przeprowadzono na jednym prototypie w zmniejszonej skali, w jednej lokalizacji, od sierpnia do września 2025 r. i przede wszystkim przy bezchmurnym niebie. Zastosowane mini-moduły nie odzwierciedlały też w pełni konstrukcji komercyjnych paneli tj. nie miały chociażby m.in. typowych diod bypass ani standardowego podziału elektrycznego.
Kolejny krok: farmy i agrofotowoltaika
AMPS planuje teraz dłuższe kampanie pomiarowe, testy pełnowymiarowych modułów i instalacje pilotażowe. Badane ma być również jednoczesne dynamiczne sterowanie obiema warstwami. Wśród potencjalnych zastosowań wymieniane są duże farmy PV, kompaktowe systemy plug-and-play oraz agrofotowoltaika z aktywnym sterowaniem transmisją światła. Autorzy chcą też analizować wykorzystanie algorytmów AI do optymalizacji trackingu i wzajemnego zacienienia.
Koncepcja nie jest przy tym związana z konkretną technologią ogniw, dlatego w przyszłości mogłaby zostać zastosowana również z perowskitami czy ogniwami tandemowymi. Zanim będzie można ocenić jej opłacalność, potrzebne są jednak pełnoskalowe instalacje, długoterminowe pomiary produkcji energii i analiza ekonomiczna dodatkowego kosztu drugiej aktywnej warstwy.
Radosław Błoński
redakcja@gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy E-Magazyny Sp. z o.o.
Obserwuj nas w Google News
