Cómo diseñar de manera razonable la relación de capacidad de las estaciones fotovoltaicas

Con la creciente demanda global de energía renovable, la tecnología de generación de electricidad fotovoltaica se ha desarrollado rápidamente. Como el núcleo de la tecnología de generación fotovoltaica, la racionalidad en el diseño de la planta fotovoltaica afecta directamente a la eficiencia de generación, estabilidad operativa y beneficios económicos de la planta. Entre ellos, la relación de capacidad, como un parámetro clave en el diseño de la planta fotovoltaica, tiene un impacto importante en el rendimiento general de la planta. El objetivo de este artículo es discutir cómo diseñar racionalmente la relación de capacidad de la planta fotovoltaica para mejorar la eficiencia de generación y la economía.

01 Resumen de la relación de capacidad de la estación fotovoltaica
La relación de capacidad de la estación fotovoltaica se refiere a la proporción entre la capacidad instalada de los módulos fotovoltaicos y la capacidad del equipo inversor.
Debido a la inestabilidad de la generación fotovoltaica y al hecho de que está altamente influenciada por el entorno, una relación de capacidad de la estación fotovoltaica basada simplemente en la capacidad instalada de los módulos fotovoltaicos con una configuración 1:1 causaría un desperdicio de la capacidad del inversor fotovoltaico. Por lo tanto, para mejorar la eficiencia de generación del sistema fotovoltaico bajo el premise de un funcionamiento estable del sistema, la relación de capacidad óptima debe ser mayor que 1:1. Un diseño razonable de la relación de capacidad no solo puede maximizar la salida de energía, sino también adaptarse a diferentes condiciones de iluminación y hacer frente a algunas pérdidas del sistema.

02 Factores principales que influyen en la relación de volumen
El diseño de la relación de capacidad razonable debe considerarse de manera integral según la situación específica del proyecto. Los factores que afectan a la relación de capacidad incluyen el atenuación de los componentes, las pérdidas del sistema, la irradiación, el ángulo de instalación de los componentes, etc. El análisis específico es el siguiente.

1. Atenuación de los componentes
En el caso de un envejecimiento normal, la atenuación del primer año del componente actual es de aproximadamente un 1%, y después del segundo año, la atenuación del componente mostrará un cambio lineal, con una tasa de atenuación de aproximadamente un 13% en 30 años, es decir, la capacidad generativa anual del componente está disminuyendo y no se puede mantener continuamente la salida de potencia nominal. Por lo tanto, el diseño de la relación de capacidad fotovoltaica debe tener en cuenta la atenuación del componente durante todo el ciclo de vida de la planta para maximizar la generación de electricidad de los componentes emparejados y mejorar la eficiencia del sistema.

Curva de atenuación lineal de potencia de módulos fotovoltaicos durante 30 años

2. Pérdidas del sistema
En el sistema fotovoltaico, existen varias pérdidas entre el módulo fotovoltaico y la salida del inversor, incluidas las pérdidas en serie y paralelo del módulo, pérdidas por polvo acumulado, pérdida en los cables DC, pérdida del inversor fotovoltaico, etc. La pérdida en cada etapa afectará la potencia de salida real del inversor de la planta fotovoltaica.

Informe de simulación de planta fotovoltaica PVsyst

Como se muestra en la figura, la configuración real y la pérdida por occlusión del proyecto pueden ser simuladas por PVsyst en la aplicación del proyecto; Bajo circunstancias normales, la pérdida DC del sistema fotovoltaico es de aproximadamente el 7-12%, la pérdida del inversor es de aproximadamente el 1-2%, y la pérdida total es de aproximadamente el 8-13%. Por lo tanto, existe una desviación de pérdida entre la capacidad instalada de los módulos fotovoltaicos y los datos reales de generación de energía. Si se selecciona la capacidad de instalación del componente según la relación de capacidad 1:1 del inversor fotovoltaico, la capacidad máxima de salida real del inversor solo es aproximadamente el 90% de la capacidad nominal del inversor, incluso cuando la luz es la mejor, el inversor no está completamente cargado, reduciendo el uso del inversor y del sistema.

3. La irradiación varía en diferentes regiones
El componente solo puede alcanzar la potencia nominal de salida bajo condiciones de operación STC (condiciones de operación STC: La intensidad de luz es de 1000W/m², la temperatura de la batería es de 25°C y la calidad atmosférica es de 1.5). Si las condiciones de trabajo no alcanzan las condiciones STC, la potencia de salida del módulo fotovoltaico será inevitablemente menor que su potencia nominal. Además, la distribución temporal de los recursos lumínicos en un día no puede cumplir siempre con las condiciones STC, principalmente debido a las grandes diferencias entre la irradiación y la temperatura en las primeras horas, el mediodía y el atardecer. Al mismo tiempo, la irradiación y el entorno de diferentes regiones tienen efectos diversos en la generación de electricidad de los módulos fotovoltaicos, por lo que en la fase inicial del proyecto es necesario comprender los datos locales de los recursos lumínicos según la región específica y realizar cálculos de datos.

De acuerdo con los estándares de clasificación del Centro de Evaluación de Energía Eólica y Solar del Servicio Meteorológico Nacional, se pueden conocer los datos específicos de irradiación en diferentes regiones, y la radiación solar total anual se divide en cuatro categorías:

Clasificación de la radiación solar total anual

Por lo tanto, incluso en la misma zona de recursos, hay grandes diferencias en la cantidad de radiación durante todo el año. Esto significa que la misma configuración del sistema, es decir, la misma relación de capacidad bajo la generación de electricidad no es la misma. Para lograr la misma generación de electricidad, se puede lograr cambiando la relación de volumen.

4. Ángulo de instalación de componentes
Habrá diferentes tipos de techos en el mismo proyecto para la estación fotovoltaica del lado del usuario, y se involucrarán diferentes ángulos de diseño de componentes según los tipos de techo, y la irradiación recibida por los componentes correspondientes también será diferente. Por ejemplo, en un proyecto industrial y comercial en la provincia de Zhejiang, hay techos de tejas de acero coloreadas y techos de concreto, y los ángulos de inclinación diseñados son de 3° y 18° respectivamente. Los datos de irradiación de la superficie inclinada simulados por PV para diferentes ángulos de inclinación se muestran en la figura a continuación. Se puede ver que la irradiación recibida por los componentes instalados a diferentes ángulos es diferente. Si el techo distribuido es mayoritariamente de tejas, la energía de salida de los componentes con la misma capacidad es menor que la de aquellos con un cierto ángulo de inclinación.

Radiación total con un ángulo de inclinación de 3°

Radiación total con un ángulo de inclinación de 18°

Diseño de ideas de relación de capacidad 03
De acuerdo con el análisis anterior, el diseño de la relación de capacidad tiene como objetivo principal mejorar el beneficio general de la planta mediante el ajuste de la capacidad de acceso de corriente continua del inversor. Actualmente, los métodos de configuración de la relación de capacidad se dividen principalmente en sobreajuste compensatorio y sobreajuste activo.

1. Compensar el sobreajuste
El sobreajuste compensatorio significa que al ajustar la proporción de volumen, el inversor puede alcanzar una salida a carga completa cuando la luz es óptima. Este método solo tiene en cuenta las pérdidas parciales en el sistema fotovoltaico, aumentando la capacidad del componente (como se muestra en la figura a continuación), lo que permite compensar las pérdidas de energía en el proceso de transmisión, de modo que el inversor alcance un efecto de salida a carga completa en su uso real sin pérdida por recorte.

Diagrama de sobreajuste compensatorio

2. Sobreajuste activo
El sobreacoplamiento activo consiste en continuar aumentando la capacidad de los módulos fotovoltaicos sobre la base del sobreacoplamiento de compensación (como se muestra en la figura a continuación). Este método no solo tiene en cuenta las pérdidas del sistema, sino que también considera de manera integral los costos de inversión y los ingresos entre otros factores. El objetivo es minimizar el costo promedio de energía (LCOE) del sistema alargando activamente el tiempo de trabajo completo del inversor, encontrando un equilibrio entre el costo adicional de los componentes y los ingresos por generación del sistema. Incluso en condiciones de poca iluminación, el inversor puede trabajar a plena carga, lo que extiende el tiempo de trabajo a plena carga; Sin embargo, la curva real de generación del sistema mostrará el fenómeno de "recorte de picos" como se ve en la figura, y en algunos períodos estará en un estado de generación limitada. Sin embargo, con una relación de capacidad adecuada, el LCOE del sistema en general es el más bajo, es decir, el beneficio aumenta.

Diagrama de sobreacoplamiento activo

Como se muestra en la figura a continuación, el LCOE sigue disminuyendo con el aumento de la relación de capacidad. En el punto de exceso compensatorio, el LCOE del sistema no alcanza el valor más bajo. Cuando la relación de capacidad se incrementa aún más hasta llegar al punto de exceso activo, el LCOE del sistema alcanza su valor más bajo, y después de un mayor aumento de la relación de capacidad, el LCOE aumentará. Por lo tanto, el punto de sobreacoplamiento activo es la relación de capacidad óptima del sistema.

Diagrama de LOCE/relación de capacidad

Para los inversores, cumplir con el LCOE mínimo del sistema requiere una capacidad suficiente de sobredimensión en el lado CC para lograrlo; para diferentes regiones, especialmente para áreas con condiciones de irradiación deficientes, se necesita un esquema de sobredimensión activa más alto para extender el tiempo de salida nominal del inversor y maximizar la reducción del LCOE del sistema.

04 Conclusiones y Recomendaciones
En resumen, los esquemas de sobredimensión compensatoria y activa son medios efectivos para mejorar la eficiencia de los sistemas fotovoltaicos, pero cada uno tiene su propio enfoque. La sobredimensión compensatoria se centra principalmente en la compensación de las pérdidas del sistema, mientras que la sobredimensión activa presta más atención a encontrar un equilibrio entre el aumento de la inversión y la mejora de los ingresos. Por lo tanto, en un proyecto real, se recomienda seleccionar de manera integral el esquema de configuración de la relación de capacidad adecuada según los requisitos del proyecto.