Оцінка ефективності використання сонячних концентраторів із застосуванням жалюзійних геліостатів

Сахарчук, Сергій Віталійович
Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7402
Назва:	Оцінка ефективності використання сонячних концентраторів із застосуванням жалюзійних геліостатів
Автори:	Калейніков, Геннадій Євгенійович Сахарчук, Сергій Віталійович
Ключові слова:	сонячні концентратори;геліостат
Дата публікації:	30-січ-2025
Короткий огляд (реферат):	Об'єкт дослідження: Процеси перетворення сонячної енергії в системах з концентруючими модулями на основі жалюзійних геліостатів.Мета роботи: Аналіз сучасного стану технологій концентрованого сонячного випромінювання та оцінка енергетичної ефективності сонячних модулів з жалюзійними геліостатами, що працюють без системи активного орієнтування за сонцем.Основний зміст: У роботі проведено комплексний аналіз перспектив використання концентруючих систем у сучасній енергетиці з урахуванням різних типів фотоприймачів. Особливу увагу приділено дослідженню жалюзійних геліостатів та розрахунку їхньої ефективності в умовах відсутності сонячного трекінгу.В ході дослідження розраховано та проаналізовано:Показники сумарної річної інсоляції на приймачі з різною кутовою апертурою;Добовий та річний хід інсоляції на поверхні приймача;Порівняльні характеристики вироблення електричної та теплової енергії системами на базі плоских та концентруючих модулів протягом року.Результати: Отримані дані дозволяють визначити доцільність впровадження концентруючих систем з жалюзійними геліостатами порівняно з традиційними плоскими сонячними колекторами, а також оцінити їхній енергетичний потенціал для забезпечення потреб у тепловій та електричній енергії.
URI (Уніфікований ідентифікатор ресурсу):	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7402
Розташовується у зібраннях:	144 Теплоенергетика (Теплоенергетика)
Файли цього матеріалу:
Файл	Опис	Розмір	Формат
сахарчук.pdf Restricted Access		3.2 MB	Adobe PDF	Переглянути/Відкрити Запит копії
Показати повний опис матеріалу Перегляд статистики
Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищено авторським правом, усі права збережено.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ 
Черкаський державний технологічний університет 
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування 
Кафедра Енерготехнологій 
 
                                                                        „ЗАТВЕРДЖУЮ” 
             Завідувач кафедри Енерготехнологій 
_______________ Геннадій КАЛЕЙНІКОВ 
                                                                          “___” _______________ 2024 р. 
 
 
МАГІСТЕРСЬКА КВАЛІФІКАЦІЙНА РОБОТА 
на тему: 
 
«ОЦІНКА ЕФЕКТИВНОСТІ ВИКОРИСТАННЯ 
СОНЯЧНИХ КОНЦЕНТРАТОРІВ ІЗ ЗАСТОСУВАННЯМ 
ЖАЛЮЗІЙНИХ ГЕЛІОСТАТІВ» 
 
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА 
код роботи МКР 24.144.00 ПЗ 
Спеціальність  144 - Теплоенергетика 
 
 
 
Виконавець роботи: 
___________________ Сахарчук Сергій Віталійович 
(підпис, дата) 
Науковий керівник: 
___________________ Калейніков Г.Е., к.т.н., доц. 
(підпис, дата) 
Рецензент: 
________________________________________________________________ 
(підпис, дата) 
 
 
Черкаси, 2024 р. 
ЗМІСТ 
ВСТУП .......................................................................................................................... 3 
Розділ 1. Огляд основних типів та характеристик сонячних енергетичних 
установок ...................................................................................................................... 5 
1.1 Сонячні енергетичні установки  .......................................................................... 6 
1.2 Сонячні концентруючі системи ......................................................................... 10 
1.3 Системи, що стежать за Сонцем ........................ Error! Bookmark not defined. 
1.4 Інтегровані в конструкції будівель сонячні модулі, як елемент 
архітектурного дизайну .......................................... 2Error! Bookmark not defined. 
2 Теоретичне дослідження сонячних концентраторних модулів з оптичними 
системами на основі лінійних жалюзійних геліостатів (ЛЖГ) .. Error! Bookmark 
not defined.7 
2.1 Міжламельні ефекти в сонячних концентраторах, що не стежать, з 
жалюзійними геліостатами. .................................... Error! Bookmark not defined.8 
2.2 Алгоритм розрахунку потоку сонячного випромінювання на приймальній 
поверхні параболоциліндричного концентратора, що не стежить, з жалюзійним 
геліостатом ............................................................... Error! Bookmark not defined.4 
2.3 Орієнтація несподіваного сонячного концентратора з жалюзійним 
геліостатом ............................................................... Error! Bookmark not defined.1 
3 Дослідження характеристик та основних областей застосування сонячних 
концентраторних модулів із жалюзійними геліостатами .... Error! Bookmark not 
defined.4 
3.1 Попередня оцінка потоку сонячного випромінювання на приймальній 
поверхні сонячних концентраторних модулів з лінійними жалюзійними 
геліостатами при інтеграції до фасадів будівель . Error! Bookmark not defined.5 
3.2 Оцінка прогнозованого вироблення енергії сонячними  
концентраторними модулями з ЛЖГ ...................................................................... 47 
Розділ 4 Охорона праці та безпека в надзвичайних ситуаціях ............................. 54 
4.1 Дослідження причин загорянь фотоелектричних систем ............................... 55 
4.2 основна документація з пожежної безпеки на енергетичному об’єкті.......... 58 
ВИСНОВОК ............................................................. Error! Bookmark not defined.6 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ..............  6Error! Bookmark not defined. 
МКР 24.144.00 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 Розроб. Сахарчук С.В. Літ. Арк. Акрушів 
 
 Перевір. Калейніков 2 
 Реценз. Зміст  
 
 Н. Контр.  магістерської роботи ЧДТУ, МТЕ-35 
 Затверд. Калейніков Г.Є. 
 
ВСТУП 
Освоєння екологічно чистих відновлюваних джерел енергії (ВДЕ) є 
стратегічним завданням, що визначає перспективи сталого та енергонезалежного 
розвитку багатьох країн в умовах поступового виснаження дешевих запасів 
викопного органічного палива та загрози дедалі більшого антропогенного 
забруднення навколишнього середовища. 
Багато технологій використання ВДЕ вже сьогодні досягли рівня 
конкурентоспроможності з існуючими джерелами енергії та поступово виходять 
на ринок, у тому числі й український. 
Енергоємність української економіки значно вища, ніж у США, Японії та 
провідних країнах Європейського Союзу, якщо розраховувати за паритетом 
купівельної спроможності. Нестача енергоресурсів може стати суттєвим 
бар’єром для економічного розвитку країни. 
Актуальність роботи: 
Застосування систем, концентрують сонячні випрмінювання – один з 
основних способів зниження вартості енергії, що виробляється сонячними 
модулями. Оскільки в багатьох областях з централізованим енергопостачанням 
гостро стоїть питання енергоефективності та енергонезалежності міської 
забудови, використання концентруючих сонячних модулів, що інтегруються в 
будівлі, дозволить знизити потребу в централізованому електро- та 
теплопостачанні. Інтегрованість традиційних концентруючих модулів на дахи та 
фасади будівель значно утруднена, оскільки їхня робота вимагає постійної 
орієнтації на Сонці. Концентратори, що не «стежать» за сонцем, становлять 
більший інтерес для інтеграції, оскільки їх порівняно велика кутова апертура 
дозволяє працювати без орієнтації на Сонце. Проте тривалість їх роботи в літній 
період знижується до 2-4 годин на добу, в інші періоди року сонячні промені 
можуть не потрапляти в межі кутової апертури концентратора. Розширити 
часовий інтервал, протягом якого сонячні промені, що надходять на вхідну 
поверхню концентратора, тобто потрапляють на приймач випромінювання, 
можна за допомогою розташованого на вхідній поверхні концентратора 
жалюзійного геліостату. Пристрій є паралельними рядами синхронно 
працюючих вузьких дзеркальних смуг - ламелей. Ламелі жалюзійного геліостату 
встановлюються під таким кутом до поверхні входу, щоб сонячні промені, що 
вийшли внаслідок добового або річного руху Сонця за межі кутовий апертури, 
після відбиття від дзеркальних ламелей знову потрапили у межі апертури 
сонячного концентратора. 
Таким чином, використання лінійних жалюзійних геліостатів(ЛЖГ) може 
значно підвищити ефективність сонячних концентраторів, що не орієнтуються на 
3 
 
 
сонце, у тому числі модулів, встановлених на фасадах адміністративних і 
житлових будівель. Це особливо актуально в південних регіонах з великою 
часткою прямої сонячної енергії. 
Мета роботи: визначити ефективність методом аналізу та порівняння 
використання сонячних концентраторів із жалюзійними геліостатами. 
Об'єкт дослідження: ефективність сонячних концентраторів із 
жалюзійними геліостатами. 
Предмет дослідження: оцінка прогнозованої продуктивності сонячних 
концентраторів з ЛЖГ. 
Основні завдання магістерської роботи: 
- виконати аналіз сучасного стану та перспектив використання 
концентрованого сонячного випромінювання в сонячних енергетичних 
установках з різними типами фотоприймачів; 
- виконати розрахунок потоку сонячного випромінювання на 
приймальній поверхні не слідкуючого параболо-циліндричного концентратора з 
жалюзійним геліостатом; 
- визначити потребу в ресурсозбереженні для держави, організацій, 
суспільства; 
- провести дослідження та надати оцінку ефективності використання 
сонячних концентраторних модулів з жалюзійними геліостатами, що не 
орієнтуються за сонцем. 
Наукова гіпотеза дисертаційного дослідження полягає в тому, що можна 
збільшити енергоефективність та енергонезалежність будівель за рахунок 
модернізації фасадів зі встановленням сонячних концентраторів з ЛЖГ. 
Наукова новизна дипломної роботи: 
- проведення аналізу ефективності використання сонячних 
концентраторів із жалюзійними геліостатами; 
- визначення ефективності перетворення сонячними концентраторами 
із жалюзійними геліостатами сонячної радіації на енергію. 
Структура та обсяг роботи. Диплом містить вступ, чотири розділи, 
висновок і бібліографічний список джерел із 25 найменувань. Загальний обсяг 
роботи викладено на 69 сторінках, включно з 47 рисунками та 2 таблицями. 
4 
 
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ 
Черкаський державний технологічний університет 
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування 
Кафедра Енерготехнологій 
 
                                                                                         „ЗАТВЕРДЖУЮ” 
Завідувач кафедри Енерготехнологій 
________________  Геннадій КАЛЕЙНІКОВ 
                                                                                              “____” _____________ 2024   р. 
 
ЗАВДАННЯ 
до магістерської кваліфікаційної роботи ______Сахарчук Сергій Віталійович__________ 
                                                     (прізвище, ім’я та по-батькові студента) 
1. Тема «Оцінка ефективності використання сонячних концентраторів із застосуванням 
жалюзійних геліостатів» 
 
затверджена наказом ректора університету від “____” ___________ 2024 р.,   № ________ 
 
2. Термін здачі студентом завершеної роботи __10.12.2024__________________________ 
 
3. Вихідні дані: Концентруючі системи на основі жалюзійних геліостатів   
 
4. Перелік питань, які повинні бути розроблені в роботі:  
- виконати аналіз сучасного стану та перспектив використання концентрованого 
сонячного випромінювання в сонячних енергетичних установках з різними типами 
фотоприймачів; 
- надати оцінку ефективності використання сонячних концентраторних модулів з 
жалюзійними геліостатами, що не орієнтуються за сонцем; 
 
5. Перелік графічного матеріалу: сумарна річна інсоляція на приймачі з різною кутовою 
апертурою, добовий хід інсоляції на поверхні приймача, річний хід інсоляції на поверхні 
приймача, річне вироблення електроенергії системою на базі плоского модуля, річне 
вироблення електроенергії системою на базі концентруючого модуля, річне вироблення 
теплової енергії системою на базі плоского модуля, річне вироблення теплової енергії 
системою на базі концентраторного модулів. 
 
6. Консультанти з роботи з зазначенням розділів роботи, які їх стосуються 
  Підпис, дата 
Розділ Консультант завдання  видав завдання прийняв 
Розділи 1-3 Калейніков Г.Е.   
ОП та безпека в НС Цикановський В.Л.   
Нормоконтроль    
 
7. Дата видачі завдання “_____”___________. 2024 р. 
 
Керівник      _______________ _______________________ 
Завдання прийняв до виконання  _______________ Сахарчук С.В. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Розділ 1.  
Огляд основних типів та характеристик 
сонячних енергетичних установок 
  
МКР 24.144.00 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 Розроб. Сахарчук С.В. Літ. Арк. Акрушів 
Розділ 1 
 Перевір. Калейніков 5 
Огляд основних типів та  
 Реценз.  
 Н. Контр.  характеристик сонячних ЧДТУ, МТЕ-35 
 Затверд. Калейніков Г.Є. енергетичних установок 
1.1 Сонячні енергетичні установки 
В даний час переважають три основні технології перетворення сонячної 
енергії: 
– отримання електричної енергії внаслідок фотоелектричного ефекту за 
допомогою сонячних елементів, з'єднаних у батареї (англ., photovoltaic, PV); 
– одержання теплової енергії внаслідок нагрівання теплоносія від 
сонячного випромінювання за допомогою геліонагрівальних установок (англ. 
solar power, SP); 
– сонячні теплові електростанції з концентраторами та термодинамічним 
циклом. 
У світі широкого поширення набули сонячні фотоелектричні модулі з 
урахуванням планарних сонячних елементів. Поряд з фотоелектричними 
системами великого поширення набули теплові сонячні колектори плоскої та 
трубчастої вакуумованої конструкцій. Керуючись можливістю комбінування, 
здешевлення та оптимізації цих систем, ведуться дослідження у всьому світі 
щодо суміщення двох цих систем в одну гібридну систему, зберігаючи позитивні 
сторони кожної з них та борючись із негативними. Дослідження в цій галузі в 
основному спрямовані на вдосконалення конструкцій, оптимізацію щілинних 
зазорів між сонячними елементами та склінням, а також між тильною стороною 
абсорбера (радіатора сонячних елементів) та ізоляцією модуля. Велика увага 
приділяється товщинам усіх компонентів, компоновкам систем (природна, 
примусова циркуляція; одинарний, подвійний контур нагріву), довговічності 
модуля та терміну служби та, відповідно, терміну його окупності. 
 
1.1.1 Фотоелектричні модулі 
ККД сучасних СЕ із кремнію становить 14–22%. У теоретичних роботах 
показано, що за рахунок використання енергетичних рівнів у забороненій зоні 
можна розширити діапазон спектральної чутливості та збільшити ККД до 44% 
для кремнію та до 64% для напівпровідника із шириною забороненої зони 2,5еВ 
[1]. Для сонячного випромінювання ККД СЕ із кремнію у лабораторії досягає 
25%, у промислових умовах 16–20%. Для каскадних гетероструктур на основі 
арсеніду галію максимальний досягнутий у лабораторії ККД становить 42%, у 
промисловості 36%, у складі концентраторних модулів 23,5–26%. 
Сонячні модулі на базі арсеніду галію GaAs володіють високим ККД (для 
одноперехідних СЕ близько 28% [2]), підвищеною здатністю до поглинання СІ, 
стійкістю характеристик при високих робочих температурах та цілим рядом 
інших важливих особливостей. Серед тонкоплівкових СЕ високою здатністю до 
поглинання СІ мають СЕ на основі диселеніду меді-індія (CuInSe2) – до 99 % 
світла поглинається в першому мікроні цього матеріалу, ширина забороненої 
6 
 
зони даного напівпровідника становить 1,0еВ. Сонячні модулі виготовляються 
на напруги 12, 24, 36 і більш висока напруга, вони не бояться коротких замикань, 
але дуже чутливі до затінювання частини поверхні. При послідовному з'єднанні 
струм модуля визначається струмом найменш освітленого СЕ. При об'єднанні 
СЕ в модуль, що має n паралельних рядів, у кожному з яких послідовно об'єднані 
m елементів, вихідна напруга і струм системи складуть відповідно Uвих = U0 m, 
Iвих = I0 n. 
 
1.1.2 Теплові сонячні установки 
Основним конструктивним елементом теплової сонячної установки є 
сонячний колектор, в якому відбувається перетворення сонячної енергії в 
теплоту та нагрівання води, повітря або іншого теплоносія. 
Основою плоского колектора є світлопоглинаюча поверхня, яка повинна 
мати надійний контакт з рядом труб або каналів для руху теплоносія, що 
нагрівається. Сукупність плоскої променепоглинаючої поверхні та труб утворює 
єдиний конструктивний елемент – абсорбер. Для кращого поглинання сонячної 
енергії верхня частина абсорбера повинна мати спеціальне селективне покриття, 
що поглинає. Зниження теплових втрат від абсорбера в навколишній простір 
досягається за рахунок використання теплоізоляції, яка закриває нижню 
поверхню абсорбера, та світлопрозорої ізоляції, що розміщується над 
абсорбером на певній відстані від нього. Всі перелічені елементи поміщаються в 
корпус, і ущільнення прозорої ізоляції – скління [3]. До важливих переваг 
плоского колектора проти колекторами інших типів належить його здатність 
вловлювати як пряму, і розсіяну сонячну радіацію. Це дозволяє встановлювати 
колектор стаціонарно без необхідності стеження за Сонцем. 
У сонячних колекторах з концентраторами використовуються оптичні 
системи (дзеркала або лінзи) для збільшення щільності потоку сонячного 
випромінювання на поверхні, що поглинає енергію, можливе досягнення більш 
високих температур, ніж плоских колекторах. В основному фокусуючі пристрої 
ефективно концентрують лише пряму радіацію. Попри те, системи, що 
працюють при малих ступенях концентрації, можуть фокусувати також на 
приймач і частину розсіяної радіації. Тому для фокусуючих систем велике 
значення має орієнтація концентратора і приймача, що вимагає стеження за 
Сонцем. 
 
1.1.3 Комбіновані фотоелектричні теплові установки 
Коефіцієнт корисної дії сонячної фотоелектричної установки залежить від 
матеріалу сонячного елемента та його конструкції. Основними причинами 
зниження ефективності роботи фотоелектричних перетворювачів є осадження 
пилу на їх поверхні та нагрівання матеріалу під впливом випромінювання вдень. 
7 
 
Як наслідок, підвищення температури знижує кількість електроенергії, що 
виробляється. Приміром, підвищення температури кремнієвих сонячних модулів 
на 1°C знижує ефективність модуля на 0,4…0,5 %. Пошуки шляхів до подолання 
перелічених вище негативних факторів призвели до інтеграції фотоелектричних 
перетворювачів із плоскими сонячними колекторами та створення на їх основі 
нового виду установок, так званих когенераційних фотоелектричних теплових 
модулів (англ., photovoltaic thermal modules, PVT). 
У роботі [4] докладно розглянуто PVТ-модуль із трубчасто-листовим 
теплообмінником (рис. 1.1). 
 
Рис. 1.1 – Загальний вигляд PVТ-модуля з трубчасто-листовим 
теплообмінником 
Основним недоліком такого типу PVТ-модуля є низька ефективність 
перетворення сонячної енергії на теплоту у зв'язку з поганим тепловим 
контактом каналів теплообмінника із сонячними елементами та великими 
тепловими втратами. Основним недоліком PVТ-системи, представленої рисунку 
1.2 (а) й у роботі [5], слід зазначити малий термін служби модуля з допомогою 
этиленвинилацетата як заповнювача [6]. Також слід відзначити великі теплові 
втрати через погану лицьову ізоляцію від зовнішнього середовища. 
Основним завданням оптимізації конструкції, представленої на рисунку 
1.2 (б) та в роботі [7] є оптимізація розміру зазорів з теплопровідним шаром та 
охолоджувальною рідиною. 
 
Рис. 1.2 – Поперечний переріз: а) PVT-модуля; б) PVT-колектора 
При вдосконаленні конструкції теплофотоелектричного модуля, 
показаного на рисунку 1.3 і описаного в роботі [8], де абсорбер виготовлений у 
вигляді прямокутника в перерізі, можливе виготовлення абсорбера у вигляді  
V-подібного трикутника, який представлений на рисунку 1.4 та [9]. Завдяки такій 
зміні конструкції зменшуються теплові втрати, а також можливе виготовлення 
тепло-фотоелектричного модуля як з повітряним, так і рідинним теплоносіями. 
8 
 
 
Рис. 1.3 – Поперечний переріз PVT-колектора з прямокутними каналами 
абсорбера 
 
Рис. 1.4 – Поперечний переріз PVT-колектора з V-подібними 
каналами абсорбера 
Застосовуючи всі позитивні аспекти конструкцій, зазначених вище, 
можливе збільшення загальної ефективності PVТ-модуля, проте у випадках, 
коли температура теплоносія недостатня з будь-яких причин доцільно 
застосування концентраторних параболічних систем малої концентрації (рис. 
1.5) [10]. 
  
а)      б) 
Рис. 1.5 – PVТ-модулі із параболічними концентраторами двох типів. В 
якості теплоносія використовується повітря (а) та вода (б) 
У роботі докладно розглянуто методику розрахунку розподілу 
енергетичного балансу фотоелектричного теплового модуля. Недоліками 
відомих установок є також невисокий коефіцієнт корисної дії, велика 
матеріаломісткість, тому актуальним є питання підвищення ефективності 
9 
 
перетворення сонячної енергії в PVT-модулі і, як наслідок, зниження питомих 
витрат на електроенергію і тепла.  
 
1.2. Сонячні концентруючі системи 
Системи концентрування за способом збирання променистої енергії можна 
поділити на: 
– заломлюючі (лінзи та призмові концентратори); 
- Відбивають, тобто дзеркала з утворюють різної форми; 
– концентратори з використанням голограм, які одержують шляхом 
реєстрації у шарі світлочутливого матеріалу інтерференційної картини від двох 
когерентних пучків випромінювання; 
– люмінесцентні сонячні концентратори, що є світлопрозорою пластиною 
з люмінесцентного матеріалу. Світловий потік, потрапляючи в площину 
пластини, перевипромінюється за рахунок люмінесценції барвника на бічну 
грань, яка є фокальною поверхнею. 
За рівнем концентрації можна поділити на три групи: 
- сильноконцентруючі - ступінь концентрації більше 100 разів (параболічні 
концентратори, лінзи, лінзи Френеля) 
– середньої концентрації від 10 до 100 разів (сильноконцентруючі високого 
ступеня розфокусування, а також деякі призматичні та циліндричні 
концентратори) 
– слабоконцентруючі – менше 10 крат (квазістаціонарні та стаціонарні, 
люмінесцентні та голографічні концентратори). 
 
1.2.1. Заломлюючі концентруючі системи 
До заломлюючих концентраторів можна віднести: 
1. Концентричні лінзи Френеля, виконані у вигляді концентричних 
заломлюючих елементів з прямими/кривими утворюючими робочих поверхонь; 
2. Лінійні (циліндричні) лінзи Френеля з заломлюючими елементами у 
вигляді трикутних призм; 
3. Дисперсійні лінзи Френеля; 
4. Голографічні концентратори. 
У роботі розглянуто сонячний концентраторний модуль із трикаскадними 
наногетероструктурованими фотоелектричним приймачами (ФЕП), а також 
умови ефективного концентрування випромінювання лінзами Френеля та 
відведення тепла від ФЕП. Виміряне в натурних умовах значення ККД 
концентраторного модуля з вхідною апертурою 0,5х0,5 м склало 24,3%, що 
перевищує значення ККД планарних модулів на основі кремнію вдвічі. У 
тестових модулях меншого розміру при введенні корекції на стандартну 
температуру (25°С) температуру ФЕП значення ККД досягало 26,5%. У 
10 
 
конструкції модуля використовуються кругові лінзи Френеля з конічними 
мікропризмами постійної ширини. На це значення збільшується фокальна пляма. 
Крок профілю було обрано рівним 0,25 мм виходячи з обмежень, що 
накладаються технологією виготовлення прецизійних матриць для лінз Френеля. 
І тут розмір фокального плями збільшується переважно з допомогою 
хроматичної аберації. 
На рисунку 1.6 подано тестові зразки повнорозмірного концентраторного 
модуля. 
 
Рис. 1.6 – Тестові зразки лінз Френеля (40х40 та 60х60 мм) та фізичних 
моделей тепловідводів, що відповідають розмірам лінз, зі змонтованими на них 
каскадними ФЕП 
До переваг лінз Френеля слід віднести високі конструктивні якості, 
зручність монтажу в несучі конструкції з високим ступенем заповнення займаної 
площі, необхідна точність систем стеження за Сонцем може бути меншою, ніж 
для дзеркальних концентраторів, що значно спростить конструкцію та 
підвищить надійність роботи сонячного модуля . Поряд із перевагами 
концентруючі системи на основі лінз Френеля мають низку особливостей. 
Насамперед, це наявність хроматичних аберацій. До недоліків лінз Френеля 
можна віднести втрати на френелівське відбиття, які перевищують втрати на 
скляних відбивачах, обмеження кута розкриття до 45°, пов'язане з підвищенням 
втрат енергії за рахунок взаємного затінення заломлюючих рисок, при цьому 
загальні втрати від затінення і френелевського % . 
Одним із перспективних напрямів розробки концентруючих систем є 
використання голографічних концентраторів. Для використання спільно з 
фотоелектричними приймачами голографічний пристрій повинен мати високу 
ефективність (не менше 90%) і забезпечувати розкладання випромінювання у 
досить широкому спектрі робочих частот, при яких можливе фотоелектричне 
перетворення енергії. Відношення граничних частот сонячного випромінювання, 
що відповідають енергетично значимому для фотоелектричного перетворення 
діапазону, становить близько 2:1. У відомих експериментальних зразках 
голографічних фотоелектричних перетворювачів сьогодні досягнуто 
11 
 
ефективності близько 30% (двовимірні голограми), а тривимірних голограм – 
93…97%. 
 
1.2.1.1. Призматичні концентруючі системи 
Призматичні концентратори [11] представляють у поперечному перерізі 
призму, що має передню приймаючу грань, задню грань з покриттям, що 
відбиває, розташовану під кутом α до передньої грані, і поверхню виходу 
концентрованого випромінювання. Працює концентратор наступним чином: 
випромінювання падає на передню грань під кутом i, заломлюється, відбивається 
від задньої грані і приходить на передню грань під кутом ��3>����, де ���� - кут 
повного внутрішнього відображення для матеріалу призми з коефіцієнтом 
заломлення n. На рисунку 1.7 представлений сонячний модуль на основі 
трапецеїдальних лінійних призматичних концентраторів [18]. 
Основними недоліками призматичних концентраторів є великі 
світловтрати в прозорому матеріалі призм, велика витрата прозорого матеріалу 
(скла або органічного скла), відносно високі вагові характеристики, низька 
питома потужність фотоперетворювача. 
 
Рис. 1.7 – Блок фотоелектричних модулів пікової потужністю 9Вт, 12В [18] 
Сонячний модуль з урахуванням призматичного концентратора з 
дзеркалом Френеля проілюстровані на рисунку 1.8 [18]. 
 
Рис. 1.8 – Макетний зразок сонячного модуля на основі призматичного 
концентратора з дзеркалом Френеля: діаметр описаного кола шестигранника 260 
мм, товщина 20 мм, діаметр СЕ 50 мм, робоча площа дзеркала Френеля 285 см2, 
12 
 
рідина – кремній-органічна, концентрація випромінювання електрична 
потужність при ККД СЕ 12% - 2,9 Вт [18] 
 
1.2.2. Відбивають концентруючі системи 
До відбивних концентраторів можна віднести фокони, фокліни, 
циліндричні, параболоциліндричні, параболоїдні, гіперболоїдні, жалюзійні 
геліостати, системи Кассегрена, Ньютона і т.д. (рис. 1.9) 
 
Рис. 1.9 – Сонячний модуль з параболічним концентратором та сонячна 
енергетична станція на його основі 
У роботі [12] розглянуто сонячний фотоелектричний модуль з напів-
циліндричним концентратором сонячної енергії, що містить з’єднанні та 
встановлені між двома листами скла двосторонні сонячні елементи у вигляді 
смуг, перпендикулярних основи модуля. Фактичний коефіцієнт концентрації з 
урахуванням оптичного ККД на відображення складає 1,56. Недоліком такого 
типу фотоелектричного модуля є низький коефіцієнт концентрації та висока 
вартість модуля. 
Сонячний модуль з концентратором сонячної енергії, розглянутий у 
роботі, містить плоску захисну прозору огорожу, нормаль до поверхні якої 
знаходиться в меридіональній площині, і встановлений на захисній прозорій 
огорожі у фокусі лінійно-фокусуючого циліндричного концентратора приймач 
випромінювання у вигляді смуги 1 (рис. 1.10 ). Для забезпечення безперервної 
роботи сонячного модуля протягом року без стеження із зовнішнього боку 
захисної прозорої огорожі встановлено із зазором паралельно йому додаткову 
захисну прозору огорожу, в зазорі між двома огорожами встановлені керовані 
дистанційно горизонтальні жалюзі з фацетами, які мають з двох сторін 
дзеркальне покриття, фацет у 3-4 рази перевищує відстань між фацетами. 
 
13 
 
Рис. 1.10 – Загальний вигляд сонячного модуля з концентратором: 1 – 
захисна прозора огорожа; 2 - циліндричний відбивач; 3 - параболоциліндричний 
відбивач; 4 - круговий циліндричний відбивач; 5 – площина симетрії; 6 – 
фокальна вісь; 7 - приймач випромінювання; 8 – бак-акумулятор; 9 – склопакет; 
10 -фотоелектричні перетворювачі; 11 – горизонтальна поверхня 
Недоліками розглянутого сонячного модуля є великі косинусні втрати 
випромінювання, пов'язані з відхиленням площини симетрії параболо-
циліндричного відбивача від нормалі до робочої поверхні модуля, і оптичні 
втрати на пропускання горизонтальних жалюзі з фацетами. Також при 
стаціонарній установці модуль не працює при високих азимутальних кутах в 
ранкові та вечірні години. Для використання випромінювання Сонця в ранкові 
та вечірні години необхідно використовувати систему стеження. При 
встановленні системи стеження концентратор починає працювати, коли Сонце 
відхиляється на 30° від осі Схід-Захід, що відповідає 8 годин роботи на добу. 
У роботі розглянуто сонячний модуль з концентратором, що містить 
дзеркальний відбивач у вигляді основної гілки параболо-циліндричного 
концентратора з другим пів-циліндричним дзеркальним відбивачем, приймач з 
двосторонньою робочою поверхнею у фокальній площині зазначеного 
концентратора (рис. 1.11). Дзеркальний відбивач, циркуляційний контур, бак-
акумулятор гарячої води є корпусом, що несе, т.к. виготовлені у вигляді 
однооб'ємної конструкції з металу або полімерного матеріалу, а одна із сторін 
бака є приймальним елементом, що дозволяє збільшити діапазон робочих кутів 
концентратора. 
 
Рис. 1.11 – Загальний вигляд сонячного модуля з концентратором: 1 - 
дзеркальний відбивач, що фокусує дзеркальний,2 - захисне покриття зі скла; 3 – 
приймач сонячного випромінювання; 4 – регульовані кронштейни кріплення 
приймача сонячного випромінювання; 5 - електричний ланцюг фотоелектричних 
14 
 
перетворювачів приймача сонячного випромінювання; 6 – циркуляційний 
контур; 7 – кран; 8 – бак-акумулятор; 9 - заливна горловина з кришкою 
Недоліками розробленого сонячного модуля є низький коефіцієнт 
корисної дії, велика матеріаломісткість, низька ефективність перетворення 
сонячної енергії на теплоту за рахунок недостатнього теплового контакту 
сонячних елементів з каналами теплообмінника в когенераційному модулі. 
 
1.2.3. Концентруючі системи на основі жалюзійних геліостатів 
Розширити часовий інтервал, протягом якого сонячні промені, що 
надходять на вхідну поверхню концентратора, потрапляють на приймач 
випромінювання, можна за допомогою розташованого на вхідній поверхні 
концентратора жалюзійного геліостату. 
У наведених вище роботах досліджено особливості цього типу геліостатів, 
у тому числі ефекти, що впливають на оптичну ефективність системи, 
розраховані втрати енергії протягом характерних днів різних періодів року. 
Розглядалася обмежена плоска (двовимірна) схема проходження сонячних 
променів через жалюзійний геліостат, оскільки передбачалося стеження за 
Сонцем по азимуту – сонячні промені при цьому завжди у площині, 
перпендикулярній до ламелів. 
У роботі розглянуто сонячний модуль, що містить концентратор енергії, 
що має робочу поверхню, на яку падає сонячне випромінювання, на робочій 
поверхні призми встановлені мініатюрні дзеркальні екрани, виконані у вигляді 
жалюзі з дзеркальних плоских фацет, скомутовані фотоперетворювачі виконані 
з двосторонньою робочою поверхнею, концентратор - у вигляді двох симетрично 
розташованих призм, що мають загальний фотоперетворювач, а на робочій 
поверхні концентратора в зоні однієї або обох призм встановлені дзеркальні 
мініатюрні екрани (рис. 1.12). 
 
Рис. 1.12 – Сонячний фотоелектричний модуль із складовим 
концентратором у вигляді призми із встановленими на робочій поверхні жалюзі 
із плоских дзеркальних фацет 
Недоліком фотоелектричного модуля є низька питома потужність 
фотоперетворювача. У роботах розглянуто сонячний модуль, що містить 
параболо-циліндричний концентратор сонячної енергії, що не слідкує, з 
приймачем, встановленим у фокальній площині, на вхідній поверхні міделя 
концентратора на загальній рамі по осі Схід-Захід розміщена система геліостатів 
15 
 
кутової форми, виконаних у вигляді жалюзі з плоских дзеркальних ламелей, 
площини яких знаходяться під кутом 120° один до одного та встановлені під 
кутом μ=114-φ+δ до площині міделя, де φ - географічна широта розташування 
концентратора, δ - відмінювання сонячних променів (рис. 1.13). 
 
Рис. 1.13 – Загальний вид енергетичної установки, що не стежить, з 
концентратором і приймачем випромінювання у вигляді смуги та системою 
кутових жалюзійних геліостатів: 1 – параболо-циліндричний концентратор; 2 - 
несиметричний циліндричний відбивач; 3 - круговий циліндричний відбивач; 4 
– площина симетрії; 5 – фокальна вісь; 6 – приймач випромінювання; 7 – вхідна 
поверхня; 8 – загальна рама; 9 – система кутових геліостатів; 10 – жалюзі; 11 – 
дзеркальні пластини жалюзі 
Недоліками розробленого сонячного модуля є затінення світло-
сприймаючих поверхонь, зниження тривалості роботи концентратора до 2-4 
годин на добу у літній період. 
 
1.2.4. Аналіз показників сонячних концентраторів 
Важливою величиною для порівняння сонячних концентруючих модулів 
різної геометричної форми є коефіцієнт концентрації k, який визначається як 
відношення площі міделю концентратора до повної площі плями у фокальній 
площині. Для параболоїду: 
 
де �� – кутовий розмір Сонця, �� = 0,0093 рад.; ���� – кут розкриття, рівний 
куту між оптичною віссю параболоїда та відбитим променем (рис. 1.14). 
16 
 
 
Рис. 1.14 – Складовий параболічний концентратор та кут розкриття 
 
Вираз для рівня концентрації k спрощеного дзеркала Френеля в функції 
кута розкриття ���� та числа кілець т має вигляд: 
 
Основним недоліком дзеркала Френеля є неповне використання площі 
через наявність непрацюючих зон. На рисунку 1.15 показано оптичну схему 
сонячного модуля з дзеркалами Френеля. 
 
Рис. 1.15 – Схема сонячної фотоелектричної системи із дзеркалами 
Френеля [3, 18] 
Якщо розглядати концентратор з плоским або порожнім приймачем, 
розташованим у фокальній площині, то коефіцієнт концентрації дорівнює: 
 
Коефіцієнт концентрації для параболічного циліндра дорівнює: 
17 
 
 
Для кругового циліндра коефіцієнт концентрації дорівнює кореню 
квадратному з виразу для концентрації напівсфери: 
 
На рисунку 1.16 представлено загальний вигляд сонячного модуля з 
концентратором, де основний дзеркальний відбивач виконаний у вигляді однієї 
гілки параболо-циліндричного концентратора з апертурним кутом 36 та двох 
циліндричних дзеркальних відбивачів з радіусами R і d, а краї смуги приймача 
випромінювання збігаються з оптичною віссю та гілкою третього дзеркального 
відбивача. 
 
Рис 1.16 – Сонячний модуль із асиметричним концентратором з 
апертурним кутом 36o  та вертикальним приймачем [3, 18] 
Сонячний модуль з концентратором містить основний фокусуючий 
параболоциліндричний дзеркальний відбивач 1 з апертурним кутом δ, 
приймачем з двосторонньою робочою поверхнею 2, фокальною віссю 3 і 
фокальною площиною відбивача 4. Ширина сонячного модуля в горизонтальній 
площині рівна концентратора 6. Приймач 2 з оптичною шириною d встановлений 
перпендикулярно до площини модуля D 5 між фокальною віссю 3 і віссю 
третього напівциліндричного дзеркального відбивача 7. Фокальна площина 3 
нахилена до горизонтальної площини 8 під кутом β. Сонячний модуль з 
концентратором 1 кріпиться до горизонтальної площини 8 за допомогою опор 9. 
Кут β може змінюватися в межах від β =113,75o
1 –φ до β2=66,25 o– φ + δ У першому 
випадку β1 фокальна площина параболо-циліндричного концентратора 1 
спрямована на положення Сонця 22 червня (літнє сонцестояння), у другому 
випадку β2 – гілка параболо-циліндричного концентратора 1 спрямована на 
положення Сонця 22 грудня (зимове сонцестояння). 
Коефіцієнт геометричної концентрації для модуля на малюнку 1.17 
дорівнює: 
18 
 
 
Для δ o =24, 32, 36o значення геометричної концентрації становлять 24,2, 
14,2 та 11,6 відповідно, тобто. введення другого 6 і третього дзеркального 
концентратора 7 збільшує коефіцієнт концентрації в 4 рази. 
При використанні двосторонніх приймачів 2 вдається спростити 
конструкцію концентратора, що не слідкує, використовуючи одну гілка 
параболи, зменшити фокусну відстань модуля, збільшити ступінь концентрації 
випромінювання і за рахунок зниження площі приймача знизити вартість 
сонячного модуля. 
Основними вимогами до систем концентрації є: 
− Мінімальні втрати енергії під час концентрування; 
− Здатність довготривало забезпечувати необхідне розподіл густини 
випромінювання на СЕ; 
− Технологічність виготовлення та монтажу; 
− Стійкість до впливу зовнішніх факторів; 
− Зручність та простота експлуатації; 
− Можливість ремонту та заміни окремих елементів; 
− Низька вартість. 
 
1.3. Системи, що стежать за Сонцем 
Одним із конструктивних елементів сонячних енергетичних установок є 
система стеження за Сонцем (ССС). ССС можуть бути тактовими та 
безперервної дії, одноосьовими та двохосьовими, з годинниковим механізмом та 
датчиками положення Сонця тощо. Системи стеження за Сонцем дозволяють 
збільшити ефективність модулів з односторонніми кремнієвими модулями на 30-
40% та на 50-60% з двосторонніми [13]. 
Основне керування пристроєм здійснюється за допомогою 
мікропроцесора, який реалізує закладений програмний алгоритм на основі 
траєкторії руху Сонця. Недолік таких пристроїв полягає в тому, що без 
урахування хмарності у світлий час доби комп'ютер безперервно видає сигнали, 
що управляють, на виконавчий механізм. На рисунку 1.17 представлено 
поворотний пристрій. 
 
Рис. 1.18 – Поворотний пристрій для стеження за Сонцем. 
19 
 
У роботі розглянута сонячна електростанція, що містить вертикальний вал 
з приводом азимутального обертання, на верхньому кінці якого встановлений 
горизонтальний вал з симетричними ексцентриковими повідками, по його 
кінцях, що контактують з синусоїдальним пазом жорстко закріпленого 
горизонтального кільця. На горизонтальному валу жорстко закріплений 
сонячний фотоприймач із системою автоматики азимутального повороту. При 
азимутальному повороті валу горизонтальний вал своїми повідками, 
взаємодіючи з синусоїдальним пазом горизонтального кільця, здійснює поворот 
на 45° в одну або в іншу сторону при русі по пазу, відповідно ранок-полудень-
вечір, чим забезпечується зенітальне стеження за Сонцем фотоприймача станції. 
Недоліками сонячної електростанції є її обмежене використання тільки спільно 
з фотоелектричними модулями, що звужує можливий потенціал застосування її 
опорно-поворотної конструкції, а також те, що зенітальний поворот рами 
забезпечується завжди по одній траєкторії, що не забезпечує високої точності 
стеження установки, так як кут піднесення Сонця змінюється протягом року. 
У роботі запропоновано установку, яка здійснює стеження за Сонцем його 
приймальної панелі за азимутальними і зенітальними (відмінюваннями) 
параметрами протягом світлового дня для різних дат року з використанням 
одного електродвигуна відповідно до розрахункових даних для певної широти 
місцевості використання установки та забезпечення переорієнтації 
позиціонованого. об'єкта під час світанку (розворот із заходу Схід). 
На рисунку 1.18 представлено двохкоординатний сонячний трекер. 
Орієнтація трекера відбувається у двох площинах: вгору-вниз: від -10° до 75°; 
вліво-вправо: від -120° до 120°. При використанні двохкоординатних сонячних 
трекерів, сонце завжди знаходиться перпендикулярно модулю. 
 
Рис. 1.18 – Двохкоординатний сонячний трекер 
20 
 
Автоматичні системи орієнтації на Сонці також розглянуті на роботах [14-
16]. У статті [14] автори показують можливість застосування систем, 
розроблених для космічних супутників у сонячних наземних енергоустановках. 
У роботах досліджується залежність ефективності системи орієнтації на 
Сонці від величини кроку двигуна. Показано, що зі збільшенням величини кроку 
кількість витраченої на орієнтацію енергії швидко знижується, але при цьому 
фотоприймач частіше виходить за межі світлової плями, що створює 
необхідність зменшення геометричних розмірів фотоприймача і, отже, 
електричної потужності за постійної щільності потоку сонячного 
випромінювання. Значення оптимального етапу системи орієнтації у 
розглянутих становлять 0,5…2°. Економія коштів максимальна при величині 
кроку 1°. 
У роботі розглянуто створення системи орієнтації на сонці, що 
використовує датчик кутової помилки та метод сумарно-різницевого визначення 
спрямованості. У разі тривалого затінення така система вимагає особливих 
заходів задля забезпечення узгодження повороту системи стеження з «рухом» 
Сонця. розглядається використання аналогічних стежать систем для сонячних 
печей та інших енергоустановок. 
Пристрої орієнтації на основі датчиків сонячного випромінювання (тобто 
без необхідності введення даних про положення та час) не показують себе 
надійними і часто дають збій, особливо при сильній хмарності та високому 
альбедо поверхні землі, запиленні, забрудненні світлосприймаючих поверхонь 
датчиків. У зв'язку з цим велику привабливість набувають способи орієнтації на 
основі програмних методів. У подібних системах орієнтації стеження за Сонцем 
здійснюється завдяки кроковому або серводвигуну. 
Основною перевагою сервоприводів є наявність зворотного зв'язку, 
завдяки якому така система може підтримувати точність позиціонування на 
високих швидкостях та високих моментах. Також систему відрізняє висока 
здатність перевантаження, низькоінерційність, високі динамічні характеристики, 
відсутність ефекту втрати кроків (як у кроковому двигуні). До недоліків 
сервоприводів у порівнянні з кроковими двигунами відноситься вища ціна (в 
середньому на 15-20% вище, ніж у крокових). 
 
1.4. Інтегровані в конструкції будівель сонячні модулі, як елемент 
архітектурного дизайну 
У 70-80-х роках ХХ століття поряд із звичайною установкою 
фотоелектричних модулів з метою отримання електроенергії, виникли два нові 
поняття в архітектурі, що описують два основні підходи в інтеграції сонячних 
панелей у конструкцію будівель: 
21 
 
BAPV (Building Applied Photovoltaics) - додавання фотоелектричних 
модулів поверх огороджувальних конструкцій будівлі (фасаду або покрівлі); 
BIPV (Building Integrated Photovoltaics) — заміна частини (або повністю) 
конструкцій будівлі, що огороджують, спеціально створеними для даного 
проекту фотоелектричними модулями. На рисунку 1.19 показано варіанти 
розташування фотоелектричних панелей. 
 
Рис. 1.19 – Варіанти інтеграції фотоелектричних модулів BAPV, BIPV:  
A - скатна покрівля, B - плоска покрівля, C - світловий люк (ліхтар), D - 
фасадне облицювання, E - фасадне скління, F - зовнішні пристрої 
BAPV системи встановлюються на будівлю після завершення будівництва, 
тому їхнє встановлення не має прямого відношення безпосередньо до 
конструкції будівлі. Однак, у ряді випадків відповідно до місцевих законодавчих 
актів, розміщення обладнання на лицьовому фасаді історичних будівель, що 
змінюють його зовнішній вигляд, може бути заборонено. У цьому контексті 
використання BIPV систем є більш відповідним рішенням. 
Кількість падаючої на поверхню будівлі сонячної радіації залежить від 
орієнтації цієї поверхні та від географічної широти місцевості. Вважається, що 
оптимальним є кут нахилу до горизонту, близький до географічної широти і 
спрямований чітко на південь. Невеликі відхилення від цього оптимального кута 
нахилу та напрямки призводять лише до невеликих втрат у виробленні. Якщо 
прийняти даний оптимальний кут і напрямок за 100%, то вироблення з інших 
поверхонь будівлі виглядає як показано рисунку 1.20. 
 
Рис. 1.20 – Вироблення електроенергії залежно від орієнтації поверхні 
На рисунках 1.21-1.22 показаний зовнішній вигляд зовнішньої стіни 
будівлі із сонячними панелями (США, штат Каліфорнія) та Herz-Jesu Kirche 
(Плауен, Німеччина, 2002). 
В даний час використання систем сонячних концентраторів обмежено в 
масштабах і більшість існуючих установок використовують значні пристрої. 
22 
 
Незважаючи на економічну ситуацію, що склалася, існує тенденція до швидкого 
збільшення виробництва [17]. 
 
Рис. 1.21 – Зовнішній вигляд зовнішньої стіни будівлі із сонячними 
панелями (США, штат Каліфорнія) 
 
Рис. 1.22 - Herz-Jesu Kirche (Плауен, Німеччина, 2002). Фотоелектричні 
модулі були додані за допомогою прихованої системи кріплення. Чорні, матові 
модулі виробництва Solarwatt відмінно поєднуються з існуючою архітектурою, 
одночасно, злегка додаючи елемент хай-тека. Площа інсталяції: 160м². Пікова 
потужність встановлених панелей: 24 кВт. Вироблення електроенергії: 21 000 
кВт·год/на рік 
Основними вимогами до сонячних концентраторів, що інтегруються в 
будівлі є [18, 19]: 
− Природність інтеграції; 
− Приємний архітектурний дизайн; 
− Хороша композиція кольорів та матеріалів; 
− Габарити, що відповідають гармонії та композиції; 
− Відповідність контексту будівлі; 
23 
 
− Добре продуманий та інноваційний дизайн. 
Особливий інтерес для інтеграції представляють сонячні концентратори з 
низьким коефіцієнтом концентрації (менше 10 разів), оскільки вони мають 
лінійну геометрію і для їх ефективної роботи достатньо стеження тільки по одній 
осі [20]. 
Висока концентрація системи вимагає стеження по двох осях з високою 
точністю (допуски нижче 0,28). Інтегрованість такої системи буде дуже 
утруднена. Увімкнення найкраще досягається на даху будівлі (зокрема, для 
плоских дахів), де система невидима із зовнішнього боку. Проблема інтеграції 
високо концентруючих систем можна вирішити, якщо стеження забезпечується 
рухом приймача, тоді як сам концентратор нерухомий. Однак установка на 
фасадах таких систем представляє певні проблеми: дзеркала ускладнюють 
проходження світла в будівлю та мобільний приймач повинен виступати назовні 
з будівлі, що створює додаткове навантаження на конструкції будівлі. 
У роботі [21] запропоновано рішення щодо інтеграції концентраторних 
сонячних модулів у фасади будівлі. Пропонований концентратор заснований на 
системі Френеля, що відбиває. Концентрація сонячної радіації на статичний 
приймач досягається за допомогою безлічі дзеркал, які обертаються разом. Всі 
осі обертання знаходяться в одній площині та паралельні. Це дозволяє 
використовувати один двигун, що дає важливі механічні та економічні переваги. 
На рисунку 1.23 представлені 3D зображення відбивача Френеля та схема 
концентратора Френеля. 
 
Рис. 1.23 – Зліва: 3D зображення відбивача Френеля;  
праворуч: схема концентратора Френеля [21] 
Максимальне досягнуте співвідношення кратності концентрації модуля 
рисунку 1.24 – 20,42. На рисунку 1.24 представлений вид будівлі (фасад) із 
вбудованими концентраторами сонячної енергії. Установка може бути 
використана для опалення або кондиціювання будівлі. 
24 
 
 
Рис. 1.24 – Зовнішній вигляд будівлі (фасад) із вбудованими концентраторами 
сонячної енергії [21] 
Державний університет Леріди (Іспанія) розробив концентраторну 
технологію, яка використовує відображення, так само, як у системах, 
розроблених Чемізана та Росселл [21], але з дизайном, пріоритетом якого є 
архітектурна інтегрованість. Система складається з лінійних відбивачів Френеля, 
які фокусують випромінювання аналогічно до лінзи. Приймач залишається 
нерухомий і стеження за Сонцем досягається простим та ефективним способом 
шляхом повороту індивідуальних дзеркал. Таким чином, загальний рух 
зводиться до мінімуму, що полегшує інтеграцію до будівель та пропонує різні 
можливості для задоволення різноманітних вимог конкретних установок (рис. 
1.25). 
 
Рис 1.25 – Інтегрована система Чемізану та Росселя [21]: 
а) архітектурний дизайн – завішана стіна; b) архітектурний дизайн – тент 
Новим кроком в архітектурі є будівлі із суцільноскляними фасадами.  
25 
 
Таким чином, найбільш перспективними напрямками у сфері інтеграції в 
конструкцію будівель сонячних модулів (планарних та концентруючих) є: 
– розвиток BIPV-технологій (покрівельні, плівкові, фасадні матеріали); 
– інтеграція концентраторів сонячної енергії, які не потребують двовісного 
стеження (середні та низькі концентрації) на фасадах та дахах будівель 
(параболічні концентратори, лінзи та дзеркала Френеля); 
- Інтеграція висококонцентруючих модулів на дахах будівель. 
У зв'язку з цим актуальним стає питання про інтеграцію сонячних 
концентраторних модулів, що не стежать, із жалюзійними геліостатами зі 
збільшеною тривалістю роботи на фасадах будівель. Установка сонячних 
концентраторних модулів з жалюзійними геліостатами на фасадах будівель може 
вирішити проблему нестачі площі для розміщення об'єктів сонячної енергетики 
на території міста, а також забезпечити теплом та електроенергією споживачів 
житлового та громадського сектору. 
 
Отже, розглянуто принципи побудови та функціонування основних систем 
концентрації сонячної енергії, зокрема нерухомих модулів. Виконано аналіз 
роботи сонячних концентраторів, а також проведено огляд сучасних фасадно-
інтегрованих фотоелектричних технологій із наведенням їх класифікації. 
При розробці існуючих конструкцій параболо-циліндричних 
концентраторів із фіксованими лінійними та кутовими дзеркальними ламелями 
не були враховані можливості збільшення тривалості ефективної роботи за 
рахунок адаптації системи дзеркальних ламелів до зміни кута падіння сонячного 
випромінювання. Це могло б забезпечити підвищення річної продуктивності 
таких концентраторів. 
Відомі методики розрахунку двовимірної схеми проходження сонячних 
променів через жалюзійні геліостати не дозволяють повноцінно оцінити 
ефективність їх використання в поєднанні з нерухомими концентраторами. 
Таким чином, постає необхідність розв’язання тривимірної задачі розрахунку 
розподілу випромінювання на приймальній поверхні нерухомого параболо-
циліндричного концентратора із жалюзійним геліостатом. 
Аналіз наукових досліджень закордонних авторів визначив ключові 
напрями для подальших розробок: збільшення ефективності роботи нерухомих 
сонячних концентраторів та створення конструкції PVT-приймача з тепловим 
ККД на рівні 60–70%. 
Для досягнення поставленої  мети необхідно дослідити перспективи 
застосування нерухомих сонячних концентраторів із жалюзійними геліостатами. 
 
26 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Розділ 4.  
Охорона праці  
та безпека в надзвичайних ситуаціях  
  
МКР 24.144.00 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 Розроб. Сахарчук С.В. Літ. Арк. Акрушів 
Розділ 4 
 Перевір. Цікановський 54 
 Реценз. Охорона праці та безпека  
 
 Н. Контр.  в надзвичайних ситуаціях ЧДТУ, МТЕ-35 
 Затверд. Калейніков Г.Є. 
4.1. Причини загорянь фотоелектричних систем 
 
Приймаючи рішення про інвестування у фотоелектричні установки – крім 
очевидних аспектів, пов'язаних з економічними та екологічними вигодами  
виникає одне принципове питання: чи безпечна така установка? Зрештою, 
матимемо справу з мікроелектростанцією, що розташована на даху будинку. 
Тому, в цьому розділі варто розглянути основні питання, пов'язані з 
безпекою фотоелектричних установок з точки зору мешканця будинку, 
обладнаного такими установками. Ця інформація, безумовно, також буде 
корисною багатьом компаніям, що займаються фотоелектрикою. 
Ринок фотоелектричних батарей у світі динамічно розвивається. До 
порівняння, у Польщі ще у 2012 році фотоелектричні установки лише починали 
поодиноко вводити в експлуатацію, тоді як уже у 2015 році було підключено 
4227 мікроустановок у приватних будинках, а у 2018 році ця кількість зросла до 
55105. Надалі у цій країні спостерігається тенденція до зростання цього 
показника, що пов’язано з кількома факторами: 
- значна користь з точки зору принципів Закону про відновлювані джерела 
енергії, 
- підвищення цін на енергоносії, 
- отримання субсидій (наприклад, програма "Моя електрика", допомога на 
термомодернізацію). 
Окрім того, що фотоелектрична система, встановлена на даху будівлі, не 
займає місця, безшумна і не забруднює навколишнє середовище, а її монтаж 
займає лише кілька днів. 
Аналогічна ситуація спостерігається і в Україні. 
Іноді з новин можна почути про загоряння будинку або враження струмом. 
При цьому варто пам’ятати, що ринок фотоелектричних батарей в Україні 
знаходиться лише на початковій стадії розвитку. Тому, розглядаючи їх 
безпечність, значним чином ми використовуємо досвід наших західних сусідів - 
Німеччину, яка є лідером в цій сфері і на комерційній основі використовують їх 
з 2000 року (а перші системи - з 1991 року). 
Такі дослідження проводились не лише у Німеччині, а й у наших сусідів - 
чехів. У 2012 році вони провели два випробування пожеж фотоелектричних 
систем, щоб визначити їх слабкі місця та методи гасіння. 
В 2015 році в Німеччині міжнародним концерном TÜV Rheinland, що 
займається проведенням аудиторських послуг та Інститутом систем сонячної 
енергетики ім.Фраунгофера було проведено перевірку та аналіз пожеж, що 
виникли на будівлях, обладнаних фотоелектричними системами. При аналізі 
1,3 млн. пожеж фотоелектричних установок, в результаті яких пошкоджено 430 
будівель, з цієї кількості пожеж лише 210 спровоковано фотоелектричними 
55 
 
установками. Аналіз пожеж в Німеччині показав, що пожежі спричинені 
фотоелектричними системами складають лише 0,02% від загальної кількості 
пожеж, але, як ви бачите, проблема виникає. 
Наведене вище дослідження показує, що проблема існує, і хоча наразі 
можливість її виникнення низька, ніхто з нас не хотів би опинитися в ній і 
втратити все своє майно. 
Тому давайте подивимося, які можуть бути причини несправностей або 
пожеж та як їх уникнути. 
Причини аварійних ситуацій і запобіжні заходи. 
Спочатку потрібно звернути увагу на специфіку роботи фотоелектричної 
установки. Фотоелектричні модулі виробляють енергію постійного струму 
напругою до 1000 В, що створює ризик смертельного ураження електричним 
струмом (номінальне значення яке загрожує життю 120 В), а також через 
постійний характер струму в разі короткого замикання може утворитися 
електрична дуга, тобто ... джерело пожежі. 
Тому необхідно перевірити, чи мають фотоелектричні модулі сертифікати 
і чи призначені вони для європейського ринку (це також перевіряється 
дистриб'юторами при поданні заявки на встановлення мікроустановки). 
Слід зауважити, якщо підрядник хотів "зекономити" і використав 
звичайні електричні дроти, велика ймовірність пожежі! 
Подвійні ізольовані кабелі для передачі сонячної енергії придатні для 
роботи системи потужністю до 1000 В (звичайні кабелі - до 450 В) і стійкі до 
зовнішніх умов (УФ-випромінювання, зміни температури, гризунів) і є 
негорючими, або ж гаснуть самостійно. 
Однак, використання відповідних кабелів буде замало, щоб уникнути 
небезпеки, оскільки вони вимагають правильного прокладання кабельних 
маршрутів. Важливими є також з'єднання проводів (бажано за допомогою 
оригінальних роз'ємів MC4). Кабелі та з'єднувачі не повинні вільно лежати на 
даху. Це створює ризик їхнього протирання або ж взагалі відривання під час 
дощу або снігопаду. Тому, якщо помітите обвислі кабелі та роз’єднання на 
установці, або коли почуєте надмірний шум на даху, вам слід негайно 
поскаржитись підряднику. 
Особливо небезпечно це на дахах, вкритих листками металу. Оскільки в 
разі пошкодження ізоляції висока (небезпечна для життя) напруга пошириться 
по всій поверхні даху. 
Важливо також заземлити модульні рамки та монтажну конструкцію 
системи, що забезпечує додаткову безпеку у разі відмови. Через ймовірність 
розрядів блискавки слід перевірити, чи встановлені захисні пристрої від 
перенапруги (чи оснащені інвертором). 
56 
 
Ще одними елементами фотоелектричної установки, які можуть становити 
загрозу, є інверторні та електричні коробки/кабельні маршрути. Звичайно, як і у 
випадку з модулями, інвертор також повинен бути сертифікованим та 
затвердженим для європейського ринку. Однак варто звіритись з інструкцією з 
установки, чи вона правильно встановлена. Головне призначення інвертора - 
перетворити постійний струм з фотоелектричних модулів на змінний струм - 
такий, який ми використовуємо в наших будинках. Це перетворення 
супроводжується виробленням тепла, тому у перетворювачів є 
тепловідводи/вентилятори для охолодження обладнання. 
Неправильне встановлення або подальше блокування перетворювача може 
призвести до зниження виробництва електроенергії. Інвертор знижує 
продуктивність роботи, якщо він не може охолонути. І з рештою це може 
призвести до пожежі. Варто пам’ятати, що хороші інвертори обладнані 
пристроями управління, які перевіряють правильність електричних з'єднань і 
перевіряють постійний опір ізоляції постійного струму щоразу, коли вони 
включаються, тобто він перевіряє чи ізоляція на проводах не була пошкоджена 
(наприклад, внаслідок протирання, прогризання ). Варто також підключити 
інвертор до Інтернету, так можна значно знизити ризик пожежі та допоможе 
невідкладно втрутитися у разі відмови. 
Іншим рішенням, що знижує ризик виходу з ладу інвертора, є 
використання оптимізаторів живлення з фотоелектричними модулями, які 
(залежно від виробника) знижують напругу постійного струму до незначного 
значення, якщо установка відключена або ізоляція пошкоджена. Такі рішення 
забезпечують додаткову безпеку, але також максимізують вихід електрики з 
фотоелектричної системи. Варто пам’ятати, що всі кабелі постійного та змінного 
струму повинні бути сховані в трубопроводах, трубах, каналах. 
Фотоелектричні установки повинні бути забезпечені, поміж іншим 
блискавкозахистом та захистом від перенапруг, а також роз'єднувачами 
запобіжників та вимикачами. На жаль, багато інвесторів економлять витрати, що 
часто може призвести до поломки або пожежі. 
Звичайно, правильна робота установки - це не тільки якісні пристрої, але і 
їх правильна збірка. Тому варто обирати компанії з досвідом та відповідними 
дозволами, сертифікатами (основою є електрична кваліфікація G1, також варто 
співпрацювати з монтажниками, які мають сертифікати на встановлення 
фотоелектричних систем UDT). 
В країнах Західної Європи після складання фотоелектричних систем 
компанія повинна здійснити випробування відповідно до стандарту  
PN-EN 62446-1: "Фотоелектричні системи (PV) - Вимоги до тестування, 
документації та технічного обслуговування. Частина 1: Системи, підключені до 
сітки - Документація, прийом та обслуговування". 
57 
 
До випробувань категорії "I", пов'язаних із безпекою установок, належать: 
- безперервність заземлення, 
- опір ізоляції дроту, 
- перевірка полярності (перевірка правильності проводів "+" та "-"), 
- напруга відкритого контуру (Voc), 
- струм короткого замикання (Iкз), 
- функціональна перевірка. 
Після проведення перевірок інвестор отримує звіт. Відсутність такого 
протоколу у випадку, наприклад, пожежі чи відмови певного елемента установки 
може стати причиною відмови у виплаті компенсації або втрати гарантії від 
виробника. Такий протокол дійсний впродовж 5 років, після чого випробування 
необхідно повторити. Якщо підрядник не надав такого протоколу, інвестор має 
право подати скаргу. Тим більше, що інсталятори підписують "Додаток для 
мікроінсталяції", який підтверджує, що все було зроблено відповідно до 
стандартів та правил. Звичайно, варто також пам’ятати про періодичне технічне 
обслуговування або сервісне обслуговування системи PV (IEC 62446-2: 
«Системи з PV - Випробування, документація та технічне обслуговування»). 
На даний час в Україні встановлення, експлуатація та безпека 
фотоелектричних систем здійснюється у відповідності вимог наступних 
основних документів: ДСТУ 7503:2014 «Геліоенергетика. Станції 
фотоелектричні. Терміни та визначення понять», ДСТУ 8328:2015 
«Геліоенергетика. Модулі фотоелектричні. Загальні технічні вимоги», 
ДСТУ 8635:2016 «Геліоенергетика. Площадки для фотоелектричних станцій. 
Приєднання станцій до електроенергетичної системи» та Стандартом 
ДП «Національна енергетична компанія «Укренерго»» СОУ НЕК 341.001:2019 
«Вимоги до вітрових та сонячних електростанцій при їх роботі паралельно з 
об’єднаною енергетичною системою України», ДСТУ EN 12975-2:2019 
(EN 12975-2:2006, IDT) «Установки сонячні термічні та їхні складники. Сонячні 
колектори. Частина 2. Методи випробувань», ДСТУ-Н Б В.2.5-43:2010 
«Інженерне обладнання будинків і споруд. Настанова з улаштування систем 
сонячного теплопостачання в будинках житлового і громадського призначення». 
 
4.2. Основна документація з пожежної безпеки на енергетичному 
об’єкті. 
На кожному енергетичному підприємстві має бути розроблена 
документація з пожежної безпеки. 
1) Організація спеціального навчання, перевірки знань, інструктажів 
з питань пожежної безпеки та протипожежних тренувань 
Наказ (або відповідне положення) про порядок організації спеціального 
навчання, перевірки знань, проведення інструктажів з питань пожежної безпеки 
58 
 
та протипожежних тренувань. 
Програми для проведення вступних та первинних (повторних) 
протипожежних інструктажів. 
Журнали реєстрації інструктажів з питань пожежної безпеки. 
Наказ про організацію порядку, форми та місця проведення спеціального 
навчання та перевірки знань працівників, залучених до робіт з підвищеною 
пожежною небезпекою, а також перелік робіт та спеціальностей, за якими 
проводяться такі навчання. 
Програма та тематичний план проведення спеціального навчання 
працівників, залучених до робіт з підвищеною пожежною небезпекою.  
Наказ про створення комісії для проведення перевірки знань працівників, 
зайнятих на роботах з підвищеною пожежною небезпекою. Протоколи 
результатів проведення перевірки знань та посвідчення про проходження 
спеціального навчання. 
Наказ про затвердження переліку посад, у разі призначення на які 
працівники зобов’язані проходити навчання і перевірку знань з питань пожежної 
безпеки. 
Наказ про створення постійно діючої комісії з перевірки знань з питань 
пожежної безпеки посадових осіб, до обов’язків яких належить забезпечення 
виконання заходів з пожежної безпеки, а також виконання цих заходів. 
Протоколи результатів проведення перевірки знань та відповідні посвідчення. 
Затверджені графіки і тематики цехових, об’єктових та спільних 
протипожежних тренувань. 
Затверджені програми протипожежних тренувань. 
Журнали обліку протипожежних тренувань. 
2) Організація діяльності добровільної пожежної охорони 
Наказ про створення добровільно-пожежної дружини та призначення 
начальника ДПД. 
Заяви членів ДПД та рішення загальних зборів. 
Реєстр членів ДПД, навчальні програми, журнал обліку та розклад занять 
із членами ДПД, журнал обліку профілактичної і роз’яснювальної роботи. 
Документація страхових організацій щодо обов’язкового особистого 
страхування членів ДПД. 
Табель оперативного розрахунку ДПД, схема та спосіб оповіщення про 
пожежу членів ДПД та працівників підприємства, протоколи проведення 
оглядів-конкурсів протипожежного стану та практичних занять (тренувань) із 
членами ДПД з відпрацювання навичок з евакуації персоналу та матеріальних 
цінностей на випадок виникнення пожежі. 
3) Утримання систем протипожежного захисту 
59 
 
Наказ або розпорядження про призначення особи, відповідальної за 
експлуатацію та оперативного персоналу для контролю за справним 
станомсистем протипожежного захисту. 
Інструкція про порядок дій чергового (оперативного) персоналу на 
випадок появи сигналів про пожежу або про несправність в системах 
протипожежного захисту. 
Схема системи пожежної сигналізації та системи пожежогасіння. Схема 
обв’язки насосної станції. Інструкція з управління автоматичною системою 
пожежогасіння. 
На об’єкті має бути наступна документація: 
проектна документація та виконавчі креслення на систему; 
акт приймання і здавання системи в експлуатацію; 
паспорти на устаткування та прилади системи; 
інструкція з експлуатації системи; 
акти і протоколи ведення монтажних і налагоджувальних робіт; 
договір на виконання робіт протипожежного призначення з підтримання 
експлуатаційної придатності (технічного обслуговування) систем 
протипожежного захисту (систем пожежогасіння, пожежної сигналізації, 
протидимного захисту, сповіщення про пожежу та управління евакуацією людей, 
устаткування для передачі тривожних сповіщень) із суб’єктом господарювання, 
який має ліцензію відповідно до вимог чинного законодавства; 
план-графік з підтримання експлуатаційної придатності системи; 
матеріали повірки засобів вимірювання та свідоцтва на посудини, що 
працюють під тиском; 
перелік регламентних робіт із підтримання експлуатаційної придатності 
системи; копії сертифікатів відповідності або свідоцтва про визнання приладів і 
обладнання СПЗ та вогнегасні речовини; 
опис алгоритму (порядку) функціонування системи, у складі якої є технічні 
засоби на базі мікропроцесорних пристроїв, з можливістю перепрограмування їх 
роботи; 
графік чергувань оперативного (чергового персоналу); 
посадові інструкції оперативного (чергового) персоналу; 
журнал обліку вогнегасної речовини автоматичної системи 
пожежогасіння; 
акт зарядки систем газового або порошкового пожежогасіння; 
план-схема приміщень, які захищаються, та розміщення приладів систем 
протипожежного захисту; 
журнал обліку робіт з підтримання експлуатаційної придатності й ремонту 
(планового та позапланового) систем протипожежного захисту; 
60 
 
журнал обліку санкціонованих та несанкціонованих спрацювань (відмов, 
несправностей) систем протипожежного захисту. 
4) Утримання систем протипожежного водопостачання 
Наказ про призначення особи, відповідальної за технічний стан 
протипожежного водопостачання. 
Акти перевірки справності пожежних гідрантів та акти випробування 
працездатності мережі систем зовнішнього протипожежного водопроводу на 
тиск і витрату води. Журнал контролю стану системи протипожежного 
водопостачання, журнал реєстрації результатів перевірок надійності 
переведення пожежних насосів з основного на резервне електропостачання та 
журнал обліку технічного обслуговування пожежних кран-комплектів. 
Загальна схема протипожежного водопостачання. 
Інструкції з експлуатації систем протипожежного водопостачання. 
Інструкція про порядок відкривання засувок або пуску насосу. 
Журнал обліку перевірок джерел зовнішнього протипожежного 
водопостачання. 
Відомість періодичного обліку джерел зовнішнього протипожежного 
водопостачання на об’єкті. 
Акт приймання на облік джерел зовнішнього протипожежного 
водопостачання. 
Акт зняття з обліку джерел зовнішнього протипожежного водопостачання. 
Акт виявлених несправностей джерел зовнішнього протипожежного 
водопостачання. 
5) Експлуатація засобів пожежогасіння 
Наказ або розпорядження про призначення особи, відповідальної за 
утримання й експлуатацію первинних засобів пожежогасіння. 
Договір з організацією про технічне обслуговування вогнегасників. 
Сертифікат відповідності та паспорт на кожний вогнегасник. 
Акти приймання вогнегасників на технічне обслуговування та після їх 
технічного обслуговування. 
Журнал обліку вогнегасників на об’єкті. 
6) Загальна документація щодо утримання території, будівель, 
споруд і приміщень 
Посадові інструкції, положення про підрозділи з відображенням обов’язків 
посадових осіб щодо забезпечення пожежної безпеки, утримання та експлуатації 
засобів протипожежного захисту. 
Наказ (інструкція) про встановлення відповідного протипожежного 
режиму. 
61 
 
Наказ про призначення осіб, відповідальних за утримання вогнезахисного 
покриву будівельних конструкцій. Акти перевірки технічного стану 
вогнезахисного покриву (просочення). 
Наказ про встановлення порядку підготовки і проведення всіх вогневих 
робіт. Перелік видів дозволених вогневих робіт та інструкція про заходи 
пожежної безпеки під час проведення пожежонебезпечних видів робіт. Акт 
приймання постійних місць проведення вогневих робіт. Наряди-допуски на 
проведення вогневих робіт. 
Наказ про закріплення кабельного господарства. Графік огляду кабельних 
споруд. 
Загальнооб’єктова інструкція про заходи пожежної безпеки. 
Інструкції про заходи пожежної безпеки для кожного приміщення об’єкта, 
враховуючи всі вибухо- та пожежонебезпечні приміщення. 
Інструкція для працівників охорони (сторожів, вахтерів, вартових тощо), у 
якій визначені їхні обов’язки щодо контролю за додержанням протипожежного 
режиму, огляду території і приміщень, порядок дій в разі виявлення пожежі, 
спрацювання засобів пожежної сигналізації та автоматичного пожежогасіння, а 
також зазначення посадових осіб адміністрації, кого викликають в нічний час у 
разі пожежі. Список (для працівників охорони) посадових осіб підприємства із 
зазначенням їхньої домашньої адреси, службового і домашнього телефонів. 
Перелік необхідних інструкцій та іншої технічної документації. 
Плани (схеми) евакуації людей у разі пожежі. 
Схема території з розміщенням будівель, водойм, гідрантів, пірсів та 
градирень, під’їздів пожежних автомобілів до них. Спеціальний план 
розміщення транспортних засобів з описом черговості та порядку евакуації в разі 
виникнення пожежі. 
Акти перевірок (ревізії) пристроїв захисту від блискавок. 
Протоколи замірів опору ізоляції і перевірки спрацювання приладів 
захисту електричних мереж та електроустановок від короткого замикання. 
Журнал огляду складів, лабораторій та інших приміщень перед їх 
закриттям після роботи. 
Бланки допусків на проведення гасіння пожежі. 
План пожежогасіння на підприємстві та оперативні картки дій у разі 
виникнення пожежі. 
Журнал перевірок приладів опалення. 
7) Для кожного приміщення об’єкта мають бути розроблені та 
затверджені керівником об’єкта або уповноваженою ним посадовою особою 
інструкції про заходи пожежної безпеки 
У цих інструкціях зазначати: 
62 
 
категорію приміщення з вибухопожежної та пожежної небезпеки (для 
виробничих, складських приміщень та лабораторій); 
вимоги щодо утримання евакуаційних шляхів та виходів; 
спеціальні місця для куріння та вимоги до них; 
порядок утримання приміщень, робочих місць; 
порядок зберігання та застосування легкозаймистих рідин, горючих рідин 
(далі - ЛЗР, ГР), пожежовибухонебезпечних речовин і матеріалів; 
порядок прибирання робочих місць, збирання, зберігання та видалення 
горючих відходів, промасленого ганчір’я; 
порядок утримання та зберігання спецодягу; 
місця, порядок та норми одночасного зберігання в приміщенні сировини, 
напівфабрикатів та готової продукції; 
порядок проведення зварювальних та інших вогневих робіт; 
порядок огляду, вимкнення електроустановок, приведення в 
пожежобезпечний стан приміщень та робочих місць, закриття приміщень після 
закінчення роботи; 
заходи пожежної безпеки у разі роботи на технологічних установках та 
апаратах, які мають підвищену пожежну небезпеку; 
граничні показання контрольно-вимірювальних приладів, відхилення від 
яких можуть викликати пожежу або вибух; 
обов’язки та дії працівників у разі виникнення пожежі. 
Ці інструкції мають вивчатися під час проведення протипожежних 
інструктажів, проходження навчання за програмою пожежно-технічного 
мінімуму, а також в системі виробничого навчання і вивішуватися у 
загальнодоступних місцях. 
Для кожного підрозділу (цеху) головний інженер повинен затверджувати 
перелік необхідних інструкцій та іншої технічної документації. 
Загальнооб’єктова інструкція розробляється службою пожежної безпеки 
(далі - СПБ), затверджується керівником енергетичного підприємства 
(уповноваженою особою). 
Інструкції з пожежної безпеки в цехах, лабораторіях, майстернях, на 
складах та в інших приміщеннях розробляються керівниками відповідних 
підрозділів, погоджуються із СПБ і затверджуються керівником енергетичного 
підприємства (заступником керівника). 
Інструкції з експлуатації систем водопостачання, систем протипожежного 
захисту мають розроблятися на підставі паспортних даних на встановлене 
обладнання. Ці інструкції затверджуються керівником енергетичного 
підприємства (уповноваженою особою) і переглядаються в строки, встановлені 
правилами технічної експлуатації. 
63 
 
8) Оперативний план пожежогасіння На підстанції з напругою 500 кВ 
і більше розробляються плани пожежогасіння. План пожежогасіння є 
основним документом, який визначає дії персоналу енергетичного 
підприємства у разі виникнення пожежі, порядок взаємодії з пожежно-
рятувальними підрозділами, напрями ведення сил і засобів на гасіння пожежі з 
урахуванням заходів безпеки і раціонального розміщення пожежної-рятувальної 
техніки тощо. 
Він має розроблятися спільно працівниками ДСНС України і фахівцями 
енергетичного підприємства, затверджуватися керівником підприємства та 
структурним підрозділом територіального органу ДСНС України. 
План пожежогасіння необхідно розробляти в найкоротші строки, але не 
менше ніж за місяць до пуску підприємства або окремих енергетичних установок 
і споруд. Має складатись з текстової частини, оформленої окремою книжкою на 
цупкому папері єдиного формату розміром не менше 210 х 297 мм, і графічної 
частини. 
Оперативний план пожежогасіння на СЕС визначає: 
дії персоналу СЕС при виникненні пожежі до прибуття пожежно-
рятувальних підрозділів; 
порядок організації роботи Штабу на пожежі, взаємодії пожежно-
рятувальних підрозділів, що прибувають з персоналом СЕС. До складу Штабу 
має входити старший з присутніх інженерно-технічних працівників об’єкта; 
порядок допуску пожежно-рятувальних підрозділів на гасіння пожеж 
електроустановок під напругою; 
умови введення сил і засобів на гасіння пожежі з урахуванням безпеки 
праці для учасників гасіння пожежі і ліквідації її наслідків; 
раціональну розстановку пожежно-рятувальної техніки і розміщення 
Штабу на пожежі; 
схеми і плани об’єктів та приміщень; 
схеми розміщення протипожежного водопостачання (пожежних кранів, 
гідрантів тощо); 
порядок матеріально – технічного забезпечення пожежно-рятувальних 
підрозділів, які приймають участь у гасінні довготривалих пожеж. 
Для керівника гасіння пожежі розробляють конкретні рекомендації щодо 
гасіння пожеж на об’єктах енергетики і включають в план пожежогасіння. 
План пожежогасіння має переглядатися або коригуватися у разі: 
розширення чи реконструкції енергетичного підприємства; 
виявлення недоліків у передбачених діях персоналу і пожежних 
підрозділів під час гасіння пожежі або протипожежних тренувань; 
виявлення недоліків під час проведення перевірок енергетичного 
підприємства. 
64 
 
9) Оперативні картки пожежогасіння 
Згідно п.7 «Правил пожежної безпеки в компаніях, на підприємствах та в 
організаціях енергетичної галузі України» енергетичними підприємствами 
розробляються картки пожежогасіння на кожний відсік (приміщення) кабельних 
споруд, генератор, трансформатор (блоковий, зв’язку, власних потреб), тракти 
паливоподачі, вузли пересипання, повітропідігрівачі котлів, підстанції з 
напругою від 35 кВ до 500 кВ та інші об’єкти, затверджуються технічним 
керівником енергетичного підприємства й зберігаються у начальника зміни 
електростанції (начальника зміни, цеху, блока), чергового диспетчера підстанції 
з напругою 35-110 кВ і вище, енергетичного підприємства електромереж згідно 
з пунктом 9.3 розділу IX НАПБ В.05.027-2011/111 Інструкції з гасіння пожеж на 
енергетичних об’єктах України. 
На СЕС мають бути складені переліки приміщень (устаткування), на які 
необхідно складати оперативні картки пожежогасіння, які затверджуються 
керівництвом СЕС і узгоджуються з підрозділом ДСНС. 
Оперативні картки пожежогасіння розробляються фахівцями СЕС з 
участю представників ДСНС, затверджуються керівництвом СЕС, узгоджуються 
з керівником місцевого підрозділу ДСНС і зберігаються в оперативного 
персоналу СЕС. 
Вони мають складатися з текстової та графічної частин. Зразок оперативної 
картки наведено у додатку 1. 
Оперативні картки переглядаються у разі: 
- зміни технологічних схем; 
- виявлення недоліків у діях персоналу при гасінні пожеж або проведенні 
протиаварійних тренувань і протипожежних тренувань. 
В картках вказуються порядок виклику, зустрічі та забезпечення безпечної 
роботи пожежно-рятувальних підрозділів, відключення і зняття напруги з 
агрегатів і установок. В графічній частині оперативних карток обов’язково 
вказують відповідними знаками місця під’єднання гнучких заземлювачів до 
заземлених конструкцій, а також оперативні позиції пожежників з урахуванням 
безпечних відстаней до конкретної установки. 
Особливо детально розробляють порядок дій чергового персоналу і 
пожежно-рятувальних підрозділів під час гасіння пожеж на установках без 
зняття напруги. Ці дії включають в картки пожежогасіння чергового персоналу 
і в плани пожежогасіння. 
Основні положення плану та карток пожежогасіння мають 
доводитися до відома працівників енергетичного підприємства під час 
проведення протипожежних та протиаварійних тренувань. 
 
 
65 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Розділ 2.  
Теоретичне дослідження сонячних концентраторних 
модулів з оптичними системами на основі лінійних 
жалюзійних геліостатів (ЛЖГ) 
  
МКР 24.144.00 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 Розроб. Сахарчук С.В. Розділ 2 Літ. Арк. Акрушів 
 Перевір. Калейніков Теоретичне дослідження сонячних 27  
 Реценз. концентраторних модулів з 
 оптичними системами на основі 
 Н. Контр.  ЧДТУ, МТЕ-35 
лінійних жалюзійних геліостатів 
 Затверд. Калейніков Г.Є. 
2.1. Міжламельні ефекти в сонячних концентраторах, що не стежать, з 
жалюзійними геліостатами. 
У цьому розділі розглянуто використання жалюзійних геліостатів спільно 
з сонячними концентраторами, що не стежать (рис. 2.1). Специфіка 
неслідкуючого концентратора – велика кутова апертура – дозволяє вільно 
змінювати напрямок відбитих від ламелей сонячних променів у заданих 
апертурою межах, що значно розширює можливості керування геометрією 
жалюзійних геліостатів. 
 
Рис. 2.1 - Жалюзійний геліостат над вхідною поверхнею сонячного 
концентратора 
Це перша частина роботи зі створення алгоритму управління жалюзійним 
геліостатом на поверхні входу концентратора, що не стежить. Система 
управління повинна коригувати нахил і, можливо, відстань між дзеркальними 
ламелями слідом за переміщенням Сонця по небосхилу з метою максимального 
зниження небажаних міжламельних ефектів, що ведуть до втрат енергії. Основні 
результати розгляду міжламельних ефектів представлені у роботі. 
На початковому етапі із чисто геометричних міркувань визначається 
теоретично необхідна конфігурація ламелей залежно від положення Сонця щодо 
поверхні входу концентратора. У подальших розділах на цій основі, але вже з 
урахуванням енергетичних характеристик інсоляції, проведено оцінку 
можливості практичної реалізації ефективно працюючого алгоритму управління 
жалюзійним геліостатом на поверхні сонячного концентратора, що не стежить. 
 
2.1.1. Блокування та затінення 
На рисунку 2.2 представлений профіль циліндричного сонячного 
концентратора, що не стежить, з кутовою апертурою 26°, геометричним 
коефіцієнтом концентрації 4,3 і жалюзійним геліостатом на вхідній поверхні. Всі 
наведені нижче чисельні результати, у тому числі графіки, отримані для цього 
сонячного концентратора. 
 
28 
 
Потенційно сонячні промені можуть надходити на вхід концентратора 
будь-якої точки півсфери на його поверхні. Перетин цієї півсфери площиною 
симетрії концентратора наведено рисунку 2.2 поруч із перетином двогранного 
кута, визначального апертуру циліндричного сонячного концентратора. При 
похилій установці концентратора частина потенційних напрямків буде відсічена 
площиною горизонту. 
 
Рис. 2.2 – Профіль сонячного концентратора, що не простежує, з 
жалюзійним геліостатом 
Коригування напряму з допомогою дзеркальних ламелей потрібне для 
сонячних променів, проекції яких лежать у зонах I і II, тобто. поза межами 
апертури концентратора. Сонячні промені із зони I надходять на поверхню 
концентратора під меншими кутами падіння, щільність потоку сонячного 
випромінювання на вхідній поверхні концентратора за цими напрямками вище і, 
отже, сонячний концентратор може використовуватися ефективніше. 
Робота жалюзійного геліостату розглянута стосовно напрямів сонячних 
променів із зони I; Геліостат при цьому орієнтований так, що дзеркальні поверхні 
ламелей звернені у бік приймача випромінювання. 
Використання жалюзійних геліостатів пов'язане з можливим проявом 
низки небажаних міжламельних ефектів, основні з яких блокування, затінення та 
пропускання сонячного випромінювання. 
Ефект блокування полягає в тому, що частина відбитих променів попадає 
на тильну сторону сусідньої ламелі. Для запобігання цьому ефекту необхідно, 
щоб крок між сусідніми ламелями був не меншим за tb (рис. 2.3 а). 
За теоремою синусів: 
 
де b - ширина ламелі, м; 
tb - крок ламелей, що запобігає блокуванню, м; 
γ – кут зниження відбитого потоку щодо площини ОО' (рис. 2.3 а), далі 
базова площина, град. 
29 
 
У свою чергу, кут ε можна уявити так: 
 
або 
 
де α – кут між дзеркальною поверхнею ламелі та базовою площиною, град.; 
z – кут підвищення нормалі до дзеркальної поверхні ламелі щодо базової 
площини, град. 
Тоді 
 
Ефект затінення ламелей виявляється в тому, що кожна ламель затіняє 
частину дзеркальної поверхні сусідньої ламелі. Мінімальна відстань між 
ламелями ts (рисунок 2.3 б), що дозволяє уникнути затінення, визначається в 
такий спосіб. 
Аналогічно попередньому: 
 
де h –проекція на площину симетрії геліостату кута між напрямком на 
Сонці та базовою площиною, при цьому 0 ≤ h ≤ 180°. 
Виразимо кут φ через кути h та z 
 
або 
 
Тоді 
 
З розгляду малюнка 2.3 слід, що 
 
 
Значення z беруться з урахуванням знаку. 
30 
 
 
Рис. 2.3 – Мінімально допустимий крок ламелей для запобігання ефекту 
блокування (а) та затінення (б) 
 
 
Рис. 2.4 – Схема проходження променів у сонячному концентраторі з 
жалюзійним геліостатом при затіненні (1) та блокуванні (2) дзеркальних ламелей 
Тоді мінімальна відстань між ламелями для запобігання затіненню 
дзеркальних поверхонь 
 
а для запобігання блокуванню 
 
 
Функціональні залежності мінімально необхідних відносних кроків 
ламелей t/b = f(h,z) для запобігання блокуванню або затіненню з урахуванням 
допустимого діапазону кута γ. У цьому випадку, для профілю на рисунку 2.2, кут 
31 
 
зниження променів γ, відбитих від дзеркальних ламелей повинен бути в межах 
26...52° щодо вхідний поверхні концентратора. Сонячні промені з цих напрямків 
після відбиття на основній дзеркальній поверхні концентратора потрапляють на 
приймач. 
Аналітичний вид залежності h=f(z), що зв'язує висоту Сонця h і кут нахилу 
ламелів z для одночасного запобігання ефектам блокування та затінення: 
 
Зрозуміло, що для одночасного запобігання блокуванню та затінення 
реальний крок ламелів на кожній з безлічі точок (h, z) повинен дорівнювати 
найбільшому з відповідних значень tb і ts. В даному випадку, тільки при 
негативних кутах z крок ламелів, що запобігає затіненню ts, більше кроку tb, 
необхідного для запобігання блокуванню. Об'єднаний графік відносного кроку 
ламелей – контурний для зручності аналізу. Отже, характеризують положення 
Сонця щодо концентратора, від 84° до 128° ламелей, достатньо коригувати лише 
їх кут нахилу при постійному відносному кроці ламелей t/b=0,5.. 
Таким чином, використання жалюзійного геліостату з постійним кроком 
ламелей і порівняно простим алгоритмом управління рівноцінно збільшенню 
кутової апертури концентратора з 26°до 70°. 
При необхідності ще більше розширити час активної роботи 
концентратора слід використовувати геліостат із змінним кроком дзеркальних 
ламелей. Для запобігання блокуванню та затіненню при кутах h менших 84° 
необхідно збільшувати крок ламелей. Наприклад, інтервал 44° ≤ h ≤ 98°. 
 
2.1.2 "Пропускання" сонячного випромінювання 
Очевидно, що «пропускання» сонячного випромінювання повз ламелі 
жалюзійного геліостату (смуга AB на малюнку 2.7) може бути тільки при 
відсутність затінення ламелей, тобто. при кроці ламелей t>ts. До подібного 
результату призводить прагнення до одночасного запобігання блокуванню та 
затінення ламелів при tb>ts. Як показує аналіз, у практично важливих випадках 
для виконання цієї нерівності достатньо умови z > 0. 
Якщо ж z < 0, то ts > tb  і тоді немає затінення, блокування та "пропускання" 
випромінювання, але з'являються неосвітлені смуги BC на поверхні входу 
концентратора (рис. 2.5). Поява неосвітлених смуг може викликати зниження 
вихідної потужності модуля внаслідок більшої нерівномірності сонячного 
випромінювання лежить на поверхні приймача. 
32 
 
 
Рис. 2.5 – Ефект «пропускання» сонячного випромінювання повз ламелі 
жалюзійного геліостату 
Одночасна відсутність всіх міжламельних явищ: затінення, блокування, 
«пропускання» та неосвітлених смуг може бути тільки якщо ts = tb і, отже, при 
z = 0, тобто. при розвороті пластин по нормалі до поверхні входу концентратора. 
 
Рис. 2.6 – Неосвітлені смуги на вхідній сонячній поверхні концентратора з 
жалюзійним геліостатом 
Сонячні промені, що проходять через смугу АВ (рис. 2.5) не змінюють 
свого початкового напряму та в результаті розсіюються дзеркальною системою 
концентратора, не потрапляючи на приймач. 
Мінімальна, за відсутності інших міжламельних ефектів, ширина смуги 
«пропускання» сонячного випромінювання на поверхні входу Δ=AB (рис. 2.5) 
дорівнює: 
 
33 
 
 
Рис. 2.7 – Втрати енергії внаслідок ефекту «пропускання» сонячного 
випромінювання 
Очевидно, що втрати енергії внаслідок ефекту пропускання сонячного 
випромінювання пропорційні Δ і залежать від положення Сонця та відносного 
кроку ламелів. Результати розрахунку наведено рисунку 2.7. 
Можливі втрати енергії дуже значні, особливо зі збільшенням значень кута 
h. 
 
2.2. Алгоритм розрахунку потоку сонячного випромінювання на 
приймальній поверхні параболоциліндричного концентратора, що не 
стежить, з жалюзійним геліостатом 
Як було показано раніше, у роботах було розглянуто обмежена плоска 
(двовимірна) схема проходження сонячних променів через жалюзійний 
геліостат, оскільки передбачалося стеження Сонцем по азимуту – сонячні 
промені у своїй завжди у площині, перпендикулярної ламелям. 
Таке спрощення завдання дозволяє отримати деякі важливі 
співвідношення, але не дає можливості оцінити реальну ефективність 
застосування геліостатів з сонячними концентраторами, що не стежать, на 
заданому часовому інтервалі. 
У цьому розділі на основі розгляду практично важливого тривимірного 
завдання розроблено алгоритм розрахунку потоку сонячного випромінювання на 
приймальній поверхні параболоциліндричного сонячного концентратора, що не 
стежить, з жалюзійним геліостатом, представлений у роботі. 
 
34 
 
2.2.1. Системи координат та напрямні вектори сонячних променів 
Якщо площина XOY системи координат збігається з площиною небесного 
екватора, а вісь OY спрямована на південь (рис. 2.8), то координати одиничного 
вектора L, що задає напрямок сонячних променів, рівні: 
 
де δ - відмінювання Сонця, град.; ω – годинний кут, град. 
 
Малюнок 2.8 – Екваторіальні координати Сонця та напрямний вектор 
сонячних променів 
У свою чергу, 
 
де tsh - справжній сонячний час, год. 
Визначимо зв'язок між векторами, що задають напрямки падаючих та 
дзеркально відбитих сонячних променів. 
На рисунку 2.9 представлено коло одиничного радіусу, що знаходиться в 
одній площині з векторами L (падаючий сонячний промінь) і N (нормаль до 
дзеркальної поверхні). 
З розгляду рисунка 2.9 випливає, що вектор відбитого променя L дорівнює 
 
У свою чергу 
 
І остаточно 
 
35 
 
 
Рисунок 2.9 – Визначення напрямку дзеркально відбитого сонячного 
променя 
 
Косинус кута між одиничними векторами L і N чисельно дорівнює 
 
де XL, YL, ZL, XN, YN, ZN – відповідно координати одиничних векторів 
та. Поверхня з нормаллю N висвітлюється сонячними променями з напрямком L, 
якщо cos ϑ <0. 
Розглянемо перебіг променів, відбитих від дзеркальної поверхні параболо-
циліндричного концентратора (рис. 2.10). 
У представленій рисунку 2.10 системі координат рівняння параболи з 
фокальним параметром p має такий вид: 
 
Тоді, диференціюючи вираз (2.20), маємо: 
 
Координати одиничного вектора нормалі N до поверхні концентратора, що 
відбиває: 
 
де XNp, YNp, ZNp -координати одиничного вектора N. 
Тому що tg ε= y’остаточно маємо: 
 
 
36 
 
 
Рис. 2.10 – Профіль параболо-циліндричного відбивача 
 
Системи координат, для яких отримані вирази (2.14) та (2.23) у загальному 
випадку не збігаються. Найчастіше вони розгорнуті відносно одна одну навколо 
осі OX на кут ε (рис. 2.11). На рисунку 2.11 позначено: β – кут нахилу поверхні 
входу концентратора до горизонту, град., φ – широта місцевості, град., μ – 
крайовий кут параболо-циліндричного концентратора, град., ОYKZK – система 
координат, пов'язана з параболо-циліндричним концентратором. 
 
 
Рисунок 2.11 – Визначення кута розвороту системи координат,  
пов'язаної з параболо-циліндричним концентратором 
Перетворення координат при повороті осей можна представити за 
допомогою наступного матричного запису: 
 
де дев'ять скалярних творів виражають косинуси кутів між осями 
координат. Якщо системи координат розгорнуті на кут ξ щодо загальної осі OX, 
то матрицю косінусів можна записати так: 
 
Тоді координати вектора сонячного променя в системі координат, 
пов'язаної з параболоциліндричним концентратором, дорівнюватимуть 
37 
 
 
Відповідно до виразу (2.19) для косинуса кута між векторами і : 
 
Координати напрямного вектора відбитого сонячного променя у такому 
разі дорівнюватимуть (вираз 2.18): 
 
 
 
2.2.2. Траєкторії сонячних променів після відбиття від ламелей 
 
Розглянемо роботу жалюзійного геліостата, що є системою плоских 
дзеркал – ламелів розміром (довжина × ширина), встановлених з кроком t на 
вхідній поверхні концентратора під кутом α до останньої (рис. 2.12). 
Координати вектора нормалі до дзеркальної поверхні ламелі (геліостату) 
рівні 
 
де μ – крайовий кут параболо-циліндричного концентратора, град (рис. 
2.12). 
38 
 
 
Рис. 2.12 – Жалюзійний геліостат на вхідній поверхні концентратора 
 
Тоді, відповідно до виразу (2.19) для косинуса кута між вектором нормалі 
до поверхні геліостату та сонячного променя можемо записати: 
 
Отже, координати сонячного променя, відбитого від ламелі, дорівнюють: 
 
де Xrh, Yrh, Zrh -координати одиничного вектора. 
Рівняння прямої, що проходить через якусь точку D у напрямку відбитого 
променя: 
 
У заданій системі координат форма траєкторії сонячного променя, що 
проходить по дзеркальній поверхні параболо-циліндричного концентратора, 
інваріантна щодо координат X початкової точки траєкторії сонячного променя. 
Така геометрія дозволяє підвищити розрахункову ефективність методу 
розрахунку потоку сонячного випромінювання на приймальній поверхні 
параболоциліндричного концентратора з жалюзійним геліостатом, розглядаючи 
проходження світла по концентратору цілими смугами, паралельними утворює 
параболоциліндра. Якщо припустити, як і бічні (вузькі) боку смуги – це також 
відрізки прямих, то становище і форма освітленої смуги лежить на поверхні 
39 
 
приймача повністю визначаються координатами двох вершин однією з її бічних 
сторін. У свою чергу координати цих вершин визначаються траєкторіями двох 
сонячних променів від їх першого відображення на освітленій кромці 
дзеркальної поверхні (кромка х = 0 або х = l залежно від положення Сонця) і до 
поверхні приймача. Вибір відстані між початковими точками цих траєкторій 
довільний та визначається необхідною точністю розрахунку. 
Розрахунок за рекурентними формулами ведеться до тих пір, поки обидва 
промені не досягнуть поверхні приймача. Якщо на якому-небудь кроці 
розрахунку світлова смуга одночасно висвітлює приймач і відбивач, то 
необхідно за допомогою інтерполяції знайти початкову точку такої траєкторії, 
яка призводить на цьому кроці до точки з координатами і далі розглядати дві 
незалежні смуги світла. 
Більшість часу Сонце знаходиться поза площиною міделя концентратора, 
внаслідок чого смуга світла зміщується по осі OX і частина світлового потоку 
проходить повз приймач. 
У деяких випадках смуга світла може вироджуватись у трикутник або 
повністю зміщуватися за межі приймальної поверхні модуля. 
Очевидно, що повний потік сонячної енергії на поверхні приймача 
дорівнює сумі потоків від освітлених смуг на всіх ламелях Wt = Σn,mwt . 
 
2.2.3. Пряме проходження сонячних променів до дзеркальної поверхні 
параболоциліндра 
 
Якщо сонячні промені прямо потрапляють у межі кутової апертури, 
завдання геліостату не перешкоджатиме проходження світла до поверхні входу 
концентратора, для чого ламелі повинні бути орієнтовані паралельно сонячних 
променів. У такому разі перше відображення сонячного проміння відчуває на 
дзеркальній поверхні параболоциліндра. 
Довжина напрямної параболоциліндра виражається звичайним певним 
інтегралом 
(2.33) 
Якщо розбити напрямну параболоциліндра на рівних дуг довжиною і 
почати з , то межі смуг, вони ж початкові точки траєкторій, визначаються з 
наступного рівняння: 
(2.34) 
де 
40 
 
(2.35) 
Координати X початкових точок траєкторій відбитих сонячних променів 
дорівнюють нулю або ширині параболоциліндра l залежно від положення Сонця, 
а координати Y визначаються за рівнянням параболи (2.20). 
Потік сонячного випромінювання, що приходить на поверхню параболо-
циліндра: 
(2.36) 
Підставивши значення (2.27) у вираз (2.43), після елементарних 
перетворень для смуги m на поверхні параболоциліндра маємо: 
(2.37) 
 
У решті порядок розрахунку проходження смуги світла по дзеркальній 
поверхні сонячного концентратора збігається з наведеним у попередніх розділах 
для світла, відбитого від ламелей геліостата. 
Крім того, в описаних умовах частина сонячних променів може 
безпосередньо, без додаткових відображень потрапити на приймальну поверхню 
модуля, створюючи на ній потік випромінювання: 
(2.38) 
 
2.3. Орієнтація несподіваного сонячного концентратора з жалюзійним 
геліостатом 
Одним з найважливіших критеріїв оптимального проектування та 
ефективного використання сонячного концентратора, що не стежить, з 
жалюзійним геліостатом є денна тривалість його роботи протягом року. 
 
2.3.1. Визначення тривалості роботи сонячного модуля з 
параболоциліндричним концентратором та оптичною системою, що 
відхиляє, на базі жалюзійних геліостатів 
 
У роботі [22] визначено тривалість щоденної роботи нестежить 
параболоциліндричного сонячного концентратора з кутовими параметрами 
41 
 
48х24, встановленого таким чином, що кут нахилу поверхні входу дорівнює 
широті місця встановлення. недостатньо. Також у роботі [22] показано, що для 
забезпечення тривалості роботи концентратора в літній період до 8-10 годин та 
4-6 годин у зимовий необхідне коригування кута нахилу поверхні входу 
догоризонту в літній та зимовий сезон. 
Визначимо тривалість щоденної роботи того, хто не стежить 
концентратора з жалюзійним геліостатом з кутовою апертурою 26°, 
геометричним коефіцієнтом концентрації 4,3. На малюнку 2.16 представлені 
перетин небесної сфери та добовий хід Сонця при певному відмінюванні. 
 
Рис. 2.13– Перетин небесної сфери та добовий шлях Сонця [22] 
 
Чи потрапить сонячний промінь на приймач визначається проекцією 
вектора CL (рис. 2.13), що задає напрямок сонячних променів, на поперечну 
площина концентратора. При південній орієнтації поперечна площина 
концентратора збігається із площиною небесного меридіана. 
Існує таке співвідношення: 
(2.39) 
де ϑ - кут між колом відмінювання Сонця та небесним меридіаном, град.; 
α - кут між шуканою проекцією вектора CL та небесним екватором, град.; 
δ - відмінювання, град. 
(2.40) 
 
де t - Справжній сонячний час, годину. 
Відмінювання може бути знайдено з рівняння Купера: 
42 
 
(2.41) 
де n - Порядковий номер дня року. 
На рисунку 2.14 а на площину небесного меридіана нанесено апертурний 
кут сонячного концентратора, що не стежить, з жалюзійним геліостатом. 
концентратор встановлений під кутом рівним місцевій широті – площина 
приймача збігається з площиною небесного екватора (літнє становище). 
Для того, щоб сонячне світло концентрувалося на приймачі, проекція 
вектора, що задає напрямок на Сонце, має потрапити в затінений сектор 
(Апертурний кут концентратора). Відповідно до виразу (2.39) на день літнього 
сонцестояння (δ = 23,45°, α = 24°) сонячні промені потраплятимуть на приймач 
починаючи з 6 год 37 м до 17 год 22 м (справжнє сонячне час). Таким чином, 
максимальна добова тривалість роботи сонячного концентратора із жалюзійним 
геліостатом 22 червня складе 10 год 46 м. 
 
а)       б) 
Рис. 2.14 – Небесний меридіан та апертурний кут сонячного концентратора 
з жалюзійним геліостатом (а – літнє становище, б – зимове становище) 
У період з 22 березня до 18 вересня (δ ˃ 0°) тривалість роботи 
концентратора не менше 10 год/добу. З 19 вересня по 21 березня (δ ≤ 0°) для 
забезпечення тривалості роботи концентратора не менше 10 год/добу необхідне 
коригування кута нахилу поверхні входу. На рисунку 2.14 б показано рух Сонця 
щодо концентратора для зимового становища. 
 
Отже, розглянуто функціональну залежність, яка пов'язує положення 
Сонця, крок дзеркальних ламелей геліостата та їх орієнтацію для забезпечення 
нульових втрат на блокування і затінення в жалюзійному геліостаті. 
Приведений алгоритм розрахунку проходження сонячних променів по 
дзеркальній поверхні ламелей і параболо-циліндра дозволяє визначити потік 
сонячного випромінювання на приймальній поверхні сонячного концентратора. 
43 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Розділ 3.  
Дослідження характеристик та основних областей 
застосування сонячних концентраторних модулів із 
жалюзійними геліостатами 
  
МКР 24.144.00 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 Розроб. Сахарчук С.В. Літ. Арк. Акрушів 
 
 Перевір. Калейніков 44 
 Реценз. Розділ 3  
 
 Н. Контр.  ЧДТУ, МТЕ-35 
 Затверд. Калейніков Г.Є. 
3.1. Попередня оцінка потоку сонячного випромінювання на 
приймальній поверхні сонячних концентраторних модулів з лінійними 
жалюзійними геліостатами при інтеграції до фасадів будівель 
 
Для попередньої оцінки розглянемо кілька варіантів сонячних модулів, 
інтегрованих у фасад будівлі під кутом 90° («вертикальна стінка»): 
- Плоский модуль; 
- концентраторний модуль із кутовою апертурою 26° (геометричний 
коефіцієнт концентрації 4.3) без жалюзі; 
- концентраторний модуль з кутовою апертурою 26°(геометричний 
коефіцієнт концентрації 4.3) із системою ЛЖГ; 
- концентраторний модуль із кутовою апертурою 18° (геометричний 
коефіцієнт концентрації 5.5) без жалюзі; 
- концентраторний модуль з кутовою апертурою 18° (геометричний 
коефіцієнт концентрації 5.5) із системою ЛЖГ. 
У першому наближенні критерієм продуктивності сонячних модулів 
будуть річні суми інсоляції на приймальній поверхні. Розрахунок наведемо з 
прикладу двох географічних точок: Дубай (ОАЕ) та м. Черкаси (Україна). 
Результати розрахунків наведено на рисунках 3.1-3.2. 
Сумарна річна інсоляція на приймачі, кВг/м2, 
м. Черкаси
4000
3500
3000 Сонячна інсоляція на 
горизонтальній поверхні
2500 Концентратор,  кутова апертура 
26°(без жалюзі)
Концентратор,  кутова апертура 26°
2000
Концентратор,  кутова апертура 
1500
18°(без жалюзі)
Концентратор,  кутова апертура 18°
1000
500
0
 
Рис. 3.1 Сумарна річна інсоляція на приймачі (м. Черкаси) 
45 
 
Сумарна річна інсоляція на приймачі, кВг/м2, м. Дубай
4500
4000
3500 Сонячна інсоляція на 
горизонтальній поверхні
3000 Концентратор,  кутова апертура 
26°(без жалюзі)
2500
Концентратор,  кутова апертура 
26°
2000
Концентратор,  кутова апертура 
1500 18°(без жалюзі)
Концентратор,  кутова апертура 
1000 18°
500
0
 
Рис. 3.2. Сумарна річна інсоляція на приймачі (м. Дубай, ОАЕ) 
 
Як видно з рисунків 3.1-3.2, річні суми інсоляції на приймачі для 
аналізованих географічних точок для концентраторів з ЛЖГ кутовою апертурою 
26° та 18° відповідно в середньому у 2 та 3,4 рази вище, ніж сумарна інсоляція 
на плоскій поверхні та у 1,6 та 2,2 рази вище, ніж інсоляція на приймальній 
поверхні концентраторних модулів без жалюзі з аналогічними значеннями 
кутової апертури. 
 
Кут нахилу поверхні модуля, градус 
 
Рис. 3.3 Наведено сумарну річну сонячну інсоляцію на поверхні приймача, 
кутова апертура концентраторів 18°. 
 
Розрахунки підтверджують високу ефективність використання 
жалюзійних геліостатів та суттєві відмінності в оптимальній орієнтації 
«плоських» і концентраторних модулів, що не стежать. Максимум річного 
виробітку досягається при вертикальній орієнтації концентратора, що дуже 
46 
 
Сонячна інсоляція, кВтг/м2 
актуально при розміщенні сонячних модулів на південних фасадах будівель. При 
цьому середній річний коефіцієнт концентрації модуля із жалюзійним 
геліостатом дорівнює 4,5, без геліостату – 2.3. 
 
3.2. Оцінка прогнозованого вироблення енергії сонячними 
концентраторними модулями з ЛЖГ 
 
Визначення прогнозованого виробітку енергії реалізовано за допомогою 
розрахунку, що представлений в розділі 2. З даних приходу сонячної радіації 
вираховується прихід інсоляції на приймачі концентраторного модуля з 
жалюзійним геліостатом. 
З огляду на тимчасову нерівномірність приходу сонячного 
випромінювання (добової, сезонної), якщо сонячні концентраторні модулі (PV, 
теплові та PVT) не зможуть гарантувати 100 % покриття навантаження, 
непокрита частина навантаження повинна забезпечуватися або за рахунок інших 
установок на основі ВДЕ, або за рахунок традиційних джерел енергії. 
 
Електричні навантаження 
Під час розгляду системи концентруючих модулів з фотоелектричними 
приймачами, тобто. для генерації електроенергії, найбільш прийнятним 
варіантом є режим роботи паралельно з мережею: мережна сонячна 
електростанція буде працювати паралельно з централізованою системою 
електропостачання, при цьому незатребувана електроенергія направляється в 
загальну електромережу, а у разі нестачі виробленої електроенергії, інвертор 
компенсує потребу із загальної електромережі (у даний час в районах з 
централізованим електропостачанням не використовуються електричні 
акумулятори, оскільки вони збільшують вартість системи, сонячні модулі 
укомплектовуються мережевими інверторами, комутація модулів в 
електростанцію йде не по мережах 12/24/48В постійного струму, а по 220-380В 
змінного струму). 
 
Теплові навантаження 
Оскільки розроблена конструкція концентратора із жалюзійним 
геліостатом дозволяє гармонійно вписати модулі у фасад будівель, теплове 
навантаження системи сонячних концентраторних теплових та PVT-модулів 
визначимо споживанням гарячої води адміністративною будівлею згідно [24]. 
Норми споживання гарячої води для адміністративних будівель наведено 
в[24] і складають у середньодобову 5л на 1 працюючого; нехай кількість 
працюючих у будівлі становить 200 осіб, кількість робочих днів на рік 
середньому 250, тоді необхідний обсяг гарячої води за рік становитиме: 
47 
 
����∙����∙(��вихід−��вхід)
���� =      (3.1) 
3600
де ср – питома теплоємність води, кДж/кг·°С (4,2 кДж/кг·°С); 
��вихід – температура гарячої води на виході системи теплових/PVT-
модулів, приймається рівною 60°С [24]; ��вхід – температура води на вході 
системи, приймається рівною температурі навколишнього середовища. 
 
У таблиці 3.1 представлені дані про надходження сонячної інсоляції на 
плоску поверхню та на приймачі концентраторного модуля з ЛЖГ з кутовий 
апертурою 18°, нахилених під кутом 85° до горизонту, а також середня денна 
температура довкілля [25] для м. Черкаси. 
Таблиця 3.1 
Сумарна місячна сонячна інсоляція, кВт⸳г/м2 
Найменування Річна 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 
Плаский модуль 
Концентратор 18° 
з ЛЖГ 
Концентратор 18° 
без ЛЖГ 
Середня температура повітря, °С 
Показники темп. -5,0 -4,0 0,7 8,9 15,2 18,4 20,1 19,3 14,2 7,9 2,0 -2,5 7,9 
 
На рисунку 3.4 представлений добовий хід інсоляції на поверхні приймача 
для двох характерних місяців на рік, розрахований на підставі даних [23]. При 
розрахунку добового ходу інсоляції враховувався раніше розроблений алгоритм 
управління жалюзійним геліостатом для місця, що розглядається. 
На рисунку 3.5. представлений річний хід інсоляції на поверхні приймача 
- плоского та концентраторного з ЛЖГ. Місячні суми інсоляції були розраховані 
на основі даних про добовий перебіг інсоляції для характерних днів року [23]. 
Добова інсоляція Добова інсоляція 
на поверхні приймача на поверхні приймача
(березень) (серпень)
2 4,5
4
1,5 3,5
3
2,5
1
2
1,5
0,5 1
0,5
0 0
8.00 9.00 10.00 11.00 12.00 13.00 14.00 15.00 16.00 17.00 18.00 8.00 9.00 10.00 11.00 12.00 13.00 14.00 15.00 16.00 17.00 18.00
Сонячна інсоляція, кВт/м2 Сонячна інсоляція, кВт/м2
  
48 
 
0,9 2,7 68,2 
72,3 224,3 84,3 
114,3 331,7 103,5 
115,7 382,1 102,8 
182,4 510,9 98,4 
137,1 411,3 86,7 
188,5 545 98,9 
232,3 697 119,4 
159,6 478,8 132,5 
152,7 438,4 130,7 
14,7 43,9 84,8 
0 0 61,8 
1371 4066 1172 
а)      б) 
Рис. 3.4 – Добовий хід інсоляції на поверхні приймача сонячного модуля з 
ЛЖГ (кутова апертура 18°): а) березень; б) серпень 
Сумарна місячна сонячна інсоляція, кВт⸳г/м2
800
700
600
500
400
300
200
100
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Плаский модуль Концентратор 18° з ЛЖГ Концентратор 18° без ЛЖГ
 
Рис. 3.5. - Річний хід інсоляції на поверхні приймача – плоского та 
концентраторного з ЛЖГ 
 
Виробництво електроенергії. 
Для оцінки варіантів інвестицій при генерації електроенергії було обрано 
дві фотоелектричні системи встановленої потужністю 10 кВт кожна на базі 
плоских модулів SF-M672 та концентраторних з ЛЖГ. На рисунку 3.6 
представлені результати розрахунків вироблення електричної енергії протягом 
року. ККД фотоперетворювачів прийнято рівним 15%. При розрахунку 
виробітку електроенергії фотоелектричними модулями враховувався вплив 
підвищеної температури при концентрації, методика визначення якої наведено у 
розділі 3. 
Електроенергія, що генерується фотоелектричною панеллю визначається: 
��ел = ��фе ∙ ��пр.фе ∙ ��СІ ∙ ����(��)    (3.2) 
де ��фе – ККД фотоперетворювачів при температурі 25°С; ��пр.фе – площа 
приймальної поверхні фотоперетворювачів, м2; ��СІ – інсоляція на приймачі, 
кВт·год/м2;  ����(��) – коефіцієнт впливу робочої температури фотоперетворювачів 
на ККД. 
Коефіцієнт ����(��) визначається за виразом: 
����(��) = 1 − ����(���� − ��ном)    (3.3) 
де ���� – робоча температура фотоперетворювачів, K; ��ном – температура, що 
відповідає стандартним умовам вимірювань характеристик фотоперетворювачів 
49 
 
(298K або 25°С); ���� – коефіцієнт зміни ККД фотоперетворювачів, що 
приймається рівним 0,005 K-1. 
Генерація електроенергії, кВт⸳г/м2
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Плаский модуль SF-M672 Концентратор 18° з ЛЖГ Концентратор 18° без ЛЖГ
 
Рис. 3.6 – Річне вироблення електроенергії системою на базі плоского та 
концентраторного (без та з ЛЖГ) модулів. Кут установки 85° 
 
Як видно з рисунка 3.6, річне виробництво електроенергії системою 
плоских модулів встановленою потужністю 10 кВт складе 9,9 МВт·год/рік, 
системою з концентраторними модулями з ЛЖГ - 10,0 МВт·ч/рік, що майже в 3,1 
рази вище, ніж у концентраторних модулів без ЛЖГ (3,25 МВт · год / рік). 
 
Виробництво теплової енергії. 
Вибір кількості плоских та концентраторних колекторів для 
енергопостачання типової адміністративної будівлі було здійснено виходячи з 
необхідності покриття частки теплового навантаження, розрахованої у п. 3.1. До 
установки прийнято плоскі колектори Vitosol 100-f з площею абсорбера 2,3м2 у 
кількості 7 шт., а також теплові концентраторні сонячні модулі з ЛЖГ з площею 
приймача 1,25м2 у кількості 5 шт. На рисунку 3.7 представлені результати 
розрахунків виробітку теплової енергії протягом року. Як видно з рисунка 3.7, 
річне вироблення теплової енергії системою плоских колекторів Vitosol 100-f 
складе 10,1 МВт·год/рік, системою з концентраторними тепловими модулями з 
ЛЖГ-13,6 МВт·год/рік (в 1,35 рази вище ), концентраторними модулями без 
ЛЖГ – 4,4 МВт·год/рік (у 3,1 разів) нижче, ніж у модулів з ЛЖГ). 
50 
 
Генерація теплової енергії, кВт⸳г
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Плаский модуль Vitosol 100-f Концентратор 18° з ЛЖГ Концентратор 18° без ЛЖГ
 
Рис. 3.7 – Річне вироблення теплової енергії системою на базі плоского та 
концентраторного (без та з ЛЖГ) модулів. Кут установки 85° 
 
Когенерація. PVT-модулі.  
Виходячи з проведених раніше розрахунків виробництва електричної та 
теплової енергії, можна зробити висновок про те, що в когенераційних модулях 
(PVT) вироблення саме теплової енергії буде переважним. Вибір кількості 
плоских і концентраторних PVT-модулів для енергопостачання типового 
адміністративного будинку було зроблено виходячи з необхідності покриття 
частки теплового навантаження. До установки прийняті плоскі PVT-модулі 
POWERTHERM M 180/750 з площею абсорбера 1,4 м2 у кількості 12 шт., а також 
PVT-модулі з ЛЖГ з площею приймача 1,25 м2 у кількості 5 шт.  
На рисунку 3.8 представлені результати розрахунків вироблення теплової 
та електричної енергії протягом року. 
Генерація електроенергії, кВт⸳г/м2
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Плаский модуль POWERTHERM M 180/750 Концентратор 18° з ЛЖГ Концентратор 18° без ЛЖГ
 
а) 
51 
 
Генерація теплової енергії, кВт⸳г
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Плаский модуль POWERTHERM M 180/750 Концентратор 18° з ЛЖГ Концентратор 18° без ЛЖГ
 
б) 
Рис. 3.8 – Річна вироблення теплової (а) та електричної (б) енергії 
системою на базі плоского та концентраторного (без та з ЛЖГ) модулів. Кут 
установки 85° 
Як видно з рисунка 3.8, річне вироблення теплової енергії системою 
плоских PVT-модулів POWERTHERM становитиме 9,9 МВт·год/рік, системою з 
концентраторними PVT-модулями з ЛЖГ-13,6 МВт·год/рік (в 1,4 рази вище ), 
концентраторними PVT-модулями без ЛЖГ - 4,3 МВт·год / рік (в 3,2 рази нижче, 
ніж у модулів з ЛЖГ); річне вироблення електроенергії плоскими модулями 
складе 2,1 МВт · год / рік, концентраторними PVT-модулями з ЛЖГ - 2,7 МВт · 
год / рік (в 1,3 рази вище), PVT-модулями без ЛЖГ - 0,9 МВт·год / рік (в 3 рази 
нижче, ніж у модулів з ЛЖГ). 
Результати проведений досліджень наведені в таблиці 3,2: 
Таблиця 3.2 
Плоскі модулі POWERTHERM  
Вид панелей Vitosol 100-f 
SF-M672 M 180/750 
       Вид енергії Генерація енергії, МВт·год / рік 
Тип установки       Електроенергія Теплова  Електроенергія Теплова  
Плаский модуль 9,9 10,1 2,1 9,9 
Концентратор 18° з 
10,0 13,6 2,7 13,6 
ЛЖГ 
Концентратор 18° 
3,25 4,4 0,9 4,3 
без ЛЖГ 
Ефективність 
концентратора 18° 1 34,6 28,5 37,3 
з ЛЖГ, % 
52 
 
Таким чином, за оцінкою найбільшою інвестиційною привабливістю 
будуть володіти теплові та когенераційні концентраторні модулі, при цьому в 
когенераційних модулях вироблення саме теплової енергії буде переважним, а 
виробництво електроенергії розглядатиметься як додаткове джерело доходів. 
53 
 
ВИСНОВКИ 
Дослідження ефективності сонячних концентраторів проводилися 
методом аналізу та співставлення згенерованої енергії. Були розглянуті сонячні 
концентратори, як з лінійними жалюзійними геліостатами так і без лінійних 
жалюзійних геліостатів, що порівнювалися між собою та з пласкими модулями. 
У якості приймача розглядалися модулі трьох видів генерації: електричної, 
теплової та когенерентні(PVT-модулі). 
Для оцінки генерації електроенергії було обрано дві фотоелектричні 
системи встановленої потужністю 10 кВт кожна на базі плоских модулів SF-
M672 та концентраторних з ЛЖГ. 
Для оцінки генерації типової енергії було прийнято плоскі колектори 
Vitosol 100-f з площею абсорбера 2,3м2 у кількості 7 шт., а також теплові 
концентраторні сонячні модулі з ЛЖГ з площею приймача 1,25м2 у кількості 5 
шт. 
Для оцінки генерації типової та електричної (когенерентної) енергії було 
прийнято плоскі PVT-модулі POWERTHERM M 180/750 з площею абсорбера 1,4 
м2 у кількості 12 шт., а також PVT-модулі з ЛЖГ з площею приймача 1,25 м2 у 
кількості 5 шт. 
Був розглянутий варіант монтажу енергоустановок на південний фасад 
будівлі, як найбільш ефективний варіант.  
В результаті проведених досліджень слід зазначити: 
1. Під час проведення дослідження з’ясувалося, що концентраторні 
модуль із кутовою апертурою 18° мають найбільший геометричний 
коефіцієнт концентрації – 5,5. 
2. Проведено розрахунок з визначення оптимального кута нахилу 
концентраторних модулів до горизонту. Критерієм оцінювання була 
сумарна річна сонячна інсоляція на поверхну приймача. Найбільш 
ефективним був кут 85°. Цей кут характерний, як для сонячних 
концентратори з лінійними жалюзійними геліостатами так і без них. 
3. З розрахунку сумарної місячної сонячної інсоляції на поверхні 
приймача наглядно видно, що концентратор з апертурою 18° та ЛЖГ є 
найбільш ефективним підсилювачем. Проте інсоляції на поверхні 
приймача в грудні та січні практично дорівнює нулю, що пояснюється 
короткою тривалістю дня та малою висотою підняття сонця над 
горизонтом. 
4. Проаналізувавши розрахунки річної генерації необхідно зазначити, що 
концентратор з апертурою 18° та ЛЖГ підвищує генерацію:  
− електроенергії модулів SF-M672 на 1%; 
− електроенергії модулів POWERTHERM M 180/750 на 28,5%; 
66 
 
− теплової енергії модулів POWERTHERM M 180/750 на 37,3%; 
− теплової енергії модулів Vitosol 100-f на 34,6%. 
Таким чином, за оцінкою найбільшої річної генерації концентраторних 
модулів із жалюзійним геліостатом когенераційні модулі найбільш ефективні 
при генерації теплової енергії та дозволяє підвищити ефективність на 37,3%. 
За цією оцінкою можна проводити розрахунки інвестиційних ризиків при 
модернізації фасадів адміністративних та офісних будівель. 
67 
 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ 
 
1. Фотоенергетика : навч. посібник / Ю. П. Колонтаєвський, Д. В. Тугай, С. В. 
Котелевець ; Харків. нац. ун-т міськ. госп-ва ім. О. М. Бекетова. – Харків : 
ХНУМГ ім. О. М. Бекетова, 2019. – 160 с. 
2. Green M., Emery K., Hishikawa Y., Warta W., Dunlop E. Solar cell efficiency 
tables // Progress in Photovoltaics: Research and Applications. 2012. V. 20. P. 12-
20. 
3. Dufflie J.A., Beckman W.A. Solar engineering of Thermal Processes: second ed. 
New York: John Wiley and Sons Inc, 1991. 919 p. 
4. Zakharchenko R., Licea-Jime’nez L., Pe’rez-Garci’a S.A. et al. Photovoltaic solar 
panel for a hybrid PV/thermal system // Sol Energy Mater Sol Cells. 2004. № 82 
(1-2). P. 253-261. 
5. Bergene T., Lovvik O. Model calculations on a flat-plate solar heat collector with 
integrated solar cells // Solar Energy. 1995. № 55. P. 453-462. 
6. Florschuetz L.W. Extension of the Hottel–Whiller model to the analysis of 
combined photovoltaic/thermal flat plate collectors // Sol Energy. 1979. № 22(4). 
P. 361–366. 
7. Sandnes B., Rekstad J. A photovoltaic/thermal (PV/T) collector with a polymer 
absorber plate: experimental study and analytic model // Solar Energy. 2002. № 72 
(1). P. 63-73. 
8. Ibrahim A., Jin G.L., Daghigh R. et al. Hybrid photovoltaic thermal (PV/T) air and 
water based solar collectors suitable for building integrated applications // 
American Journal of Environmental Sciences. 2009. № 5. P. 618–624. 
9. Othman M.Y.H., Ruslan H., Sopian K., Jin G.L. Performance study of photovoltaic 
thermal (PV/T) solar collector with V-grooved absorber plate // Sains Malaysiana. 
2009. № 38. P. 537–541. 
10. Alfegi M.E.A., Sopian K., Othman M.Y.H., Yatim B.B. Transient mathematical 
model of both side single pass photovoltaic thermal air collector // ARPN Journal 
of Engineering and Applied Sciences. 2007. № 2. P. 22–26. 
11. Mills D.R., Guitranich I.E. Ideal prism solar concentrators // Solar Energy. 1978. 
Vol. 21. P. 432-430. 
12. Edmonds I. Solar Energy Materials [Electronic resource]. – URL: 
https://www.sciencedirect.com/journal/solar-energy-materials (Accessed: 
11.01.2024). 
13. Vorobiev Y., Horley P., Gonzalez-Hernandez J. Experimental and Theoretical 
Evaluation of the Solar Energy Collection by Tracking and Non-Tracking 
68 
 
Photovoltaic Panel // ISES 2005 Solar World Congress, Orlando, Florida, August 
6-12, 2005. 
14. Omar A.M., Shaari S., Omar A.R., Yahaya M.R.Y. An Automated Solar 
Photovoltaic Biaxial Tracking System: SolT2A // Power and Energy Conference, 
IEEE International. 2006. P. 44-47. 
15. Chun-Sheng W., Yi-Bo W., Si-yang L., Yan-chang P. Study on automatic sun-
tracking technology in PV generation // Electric Utility Deregulation and 
Restructuring and Power Technologies, Third International Conference. 2008. P. 
2586-2591. 
16. Li G., Shi X., Fu C., Zhou G. Design and implementation of a novel MPPT 
controller based on sun tracking technology // Electrical Machines and Systems, 
ICEMS 2008. International Conference. 2008. P. 2611-2615. 
17. Kurtz S. Opportunities for development of a mature concentrating photovoltaic 
power industry // CS MANTECH conference. 2009. 
18. Reijenga T. Photovoltaic building integration concepts – what do architects need // 
Proc. IEA PVPS Task 7 workshop Lausanne, IEA PVPS Task 7. 2000. 
19. Reijenga T. Photovoltaics in the built environment // Proc. 2nd world solar electric 
buildings conference. 2000. 
20. Tripanagnostopoulos Y. Building integrated concentrating PV and PV/T systems 
// Proceedings of the Eurosun 2008. 2008. 
21. Chemisana D., Rosell J.I. Design and optical performance of a nonimaging Fresnel 
reflective concentrator for building integration applications // Energy Conversion 
and Management. Renewable Energy 85:564-572. 2016. 
22. ДСТУ-Н Б В.1.1-27:2010 Захист від небезпечних геологічних процесів, 
шкідливих експлуатаційних впливів, від пожежі. Будівельна кліматологія. 
23. ДБН В.2.5-75:2013 Каналізація. Зовнішні мережі та споруди. Основні 
положення проектування. 
24. Surface meteorology and Solar Energy [Electronic resource]. – URL: 
https://eosweb.larc.nasa.gov/sse/ (Accessed: 08.04.2024). 
 
69
Репозиторій ЧДТУ
