Cómo diseñar razonablemente el ratio de capacidad de las estaciones fotovoltaicas

Con la creciente demanda mundial de energía renovable, la tecnología de generación de energía fotovoltaica se ha desarrollado rápidamente. Como portador principal de la tecnología de generación de energía fotovoltaica, la racionalidad del diseño de la central fotovoltaica afecta directamente la eficiencia de la generación de energía, la estabilidad operativa y los beneficios económicos de la central. Entre ellos, el ratio de capacidad, como parámetro clave en el diseño de una central fotovoltaica, tiene un impacto importante en el rendimiento general de la central. El propósito de este artículo es discutir cómo diseñar racionalmente el índice de capacidad de una central fotovoltaica para mejorar la eficiencia y la economía de la generación de energía.

01 Descripción general del ratio de capacidad de las estaciones fotovoltaicas
El índice de capacidad de una estación fotovoltaica se refiere a la relación entre la capacidad instalada de los módulos fotovoltaicos y la capacidad del equipo inversor.
Debido a la inestabilidad de la generación de energía fotovoltaica y a que se ve muy afectada por el medio ambiente, la relación de capacidad de las estaciones fotovoltaicas simplemente de acuerdo con la capacidad instalada de los módulos fotovoltaicos en una configuración 1:1 provocará un desperdicio de capacidad del inversor fotovoltaico, por lo que el sistema fotovoltaico Para mejorar la eficiencia de la generación de energía bajo la premisa de un funcionamiento estable del sistema fotovoltaico, el diseño de relación de capacidad óptima debe ser superior a 1:1. El diseño de relación de capacidad racional no sólo puede maximizar la potencia de salida, sino también adaptarse a diferentes condiciones de iluminación y hacer frente a algunas pérdidas del sistema.

02 Principales factores que influyen en la relación de volumen
El diseño de un índice de capacidad razonable debe considerarse de manera integral de acuerdo con la situación específica del proyecto. Los factores que afectan la relación de capacidad incluyen la atenuación de los componentes, la pérdida del sistema, la irradiancia, el ángulo de instalación de los componentes, etc. El análisis específico es el siguiente.

1. Atenuación de componentes
En el caso de una decadencia normal por envejecimiento, la atenuación del primer año del componente actual es de aproximadamente el 1%, la atenuación del componente después del segundo año mostrará un cambio lineal y la tasa de atenuación de 30 años es de aproximadamente el 13%. es decir, la capacidad de generación anual del componente está disminuyendo y la potencia nominal no se puede mantener continuamente, por lo que el diseño del índice de capacidad fotovoltaica debe tener en cuenta la atenuación del componente durante todo el ciclo de vida de la central eléctrica. . Maximizar la generación de energía de los componentes combinados y mejorar la eficiencia del sistema.

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

2. Pérdida del sistema
En el sistema fotovoltaico, existen varias pérdidas entre el módulo fotovoltaico y la salida del inversor, incluida la serie del módulo y la pérdida de polvo en bloque y en paralelo, la pérdida del cable de CC, la pérdida del inversor fotovoltaico, etc., la pérdida de cada enlace afectará la salida real. Potencia del inversor de la planta fotovoltaica.

Informe de simulación de planta de energía fotovoltaica de PVsyst

Como se muestra en la figura, PVsyst puede simular la configuración real y la pérdida de oclusión del proyecto en la aplicación del proyecto; En circunstancias normales, la pérdida de CC 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 tanto, existe una desviación de pérdidas entre la capacidad instalada de los módulos fotovoltaicos y los datos reales de generación de energía. Si la capacidad de instalación del componente se selecciona de acuerdo con la relación de capacidad 1:1 del inversor fotovoltaico, la capacidad máxima de salida real del inversor es solo aproximadamente el 90 % de la capacidad nominal del inversor, incluso cuando la luz es la mejor. el inversor no está completamente cargado, lo que reduce la utilización del inversor y del sistema.

3. La irradiancia varía en diferentes regiones.
El componente solo puede alcanzar la potencia nominal en condiciones de funcionamiento STC (condiciones de funcionamiento STC: la intensidad de la luz es 1000 W/m², la temperatura de la batería es 25 °C y la calidad atmosférica es 1.5), si las condiciones de trabajo no alcanzan las En condiciones STC, la potencia de salida del módulo fotovoltaico es inevitablemente menor que su potencia nominal, y la distribución temporal de los recursos luminosos dentro de un día no puede cumplir todas las condiciones STC, principalmente debido a la diferencia entre la irradiancia y la temperatura temprana, media y tardía. es largo; Al mismo tiempo, la irradiancia y el entorno de diferentes regiones tienen diferentes efectos en la generación de energía de los módulos fotovoltaicos, por lo que el proyecto inicial debe comprender los datos del recurso de luz local según la región específica y realizar el cálculo de los 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 irradiancia en diferentes regiones y la irradiación solar total anual se divide en cuatro grados:

Clasificación de la irradiancia anual de la radiación solar total.

Por lo tanto, incluso en la misma zona de recursos, existen grandes diferencias en la cantidad de radiación a lo largo del año. Significa que la misma configuración del sistema, es decir, el mismo ratio de capacidad bajo la generación de energía, no es lo mismo. Para lograr la misma generación de energía, se puede lograr cambiando la relación de volumen.

4. Ángulo de instalación de componentes
Habrá diferentes tipos de techo en el mismo proyecto para la central fotovoltaica del lado del usuario, y estarán involucrados diferentes ángulos de diseño de componentes según los diferentes tipos de techo, y la irradiancia recibida por los componentes correspondientes también será diferente. Por ejemplo, hay techos de tejas de acero de colores y techos de concreto en un proyecto industrial y comercial en la provincia de Zhejiang, y los ángulos de inclinación de diseño son de 3° y 18° respectivamente. Los datos de irradiación del plano inclinado simulados por PV para diferentes ángulos de inclinación se muestran en la siguiente figura. Se puede observar que la irradiancia que reciben los componentes instalados en diferentes ángulos es diferente. Si el tejado distribuido es mayoritariamente de tejas, la energía de salida de los componentes con la misma capacidad es menor que la de los que tienen un determinado ángulo de inclinación.

Ángulo de inclinación de 3° radiación total

Ángulo de inclinación de 18° radiación total

03 ideas de diseño de relación de capacidad
Según el análisis anterior, el diseño del índice de capacidad tiene como objetivo principal mejorar el beneficio general de la central eléctrica ajustando la capacidad de acceso de CC del inversor. En la actualidad, los métodos de configuración del índice de capacidad se dividen principalmente en sobreadaptación compensatoria y sobreadaptación activa.

1. Compensar el exceso
La sobreadaptación compensatoria significa que al ajustar la relación de volumen, el inversor puede alcanzar la salida de carga completa cuando la luz es mejor. Este método solo tiene en cuenta la pérdida parcial en el sistema fotovoltaico, al aumentar la capacidad del componente (como se muestra en la figura siguiente), se puede compensar la pérdida de energía del sistema en el proceso de transmisión, de modo que el inversor en el uso real del efecto de salida de carga completa y sin pérdida de recorte.

Diagrama de superación de compensación

2. Sobreadaptación activa
La sobreadaptación activa consiste en continuar aumentando la capacidad de los módulos fotovoltaicos sobre la base de la sobreadaptación de compensación (como se muestra en la siguiente figura). Este método no sólo considera la pérdida del sistema, sino que también considera de manera integral el costo y los ingresos de la inversión y otros factores. El objetivo es minimizar el coste medio de energía (LCOE) del sistema ampliando activamente el tiempo de trabajo completo del inversor, encontrando un equilibrio entre el mayor coste de entrada de los componentes y los ingresos de generación de energía del sistema. Incluso en el caso de poca iluminación, el inversor también funciona a plena carga, ampliando así el tiempo de trabajo a plena carga; Sin embargo, la curva de generación de energía real del sistema mostrará el fenómeno de "recorte de picos" como se muestra en la figura, y algunos períodos de tiempo se encuentran en el estado de funcionamiento de generación limitada. Sin embargo, bajo el ratio de capacidad apropiado, el LCOE del sistema en su conjunto es el más bajo, es decir, el beneficio aumenta.

Diagrama de coincidencia activa

Como se muestra en la figura siguiente, el LCOE continúa disminuyendo con el aumento del índice de capacidad. En el punto del ratio de exceso compensatorio, el LCOE del sistema no alcanza el valor más bajo. Cuando el índice de capacidad aumenta aún más hasta el punto de índice de exceso activo, el LCOE del sistema alcanza el valor más bajo y el LCOE aumentará después de que el índice de capacidad aumente aún más. Por lo tanto, el punto de superación activo es la relación de capacidad óptima del sistema.

Diagrama de relación LOCE/capacidad

Para los inversores, cómo cumplir con el LCOE mínimo del sistema requiere suficiente capacidad de sobreasignación del lado de CC para lograr, para diferentes regiones, especialmente para áreas con malas condiciones de irradiación, se requiere un esquema de sobreasignación activa más alto para extender el tiempo de salida nominal del inversor y maximizar la reducción del LCOE del sistema.

04 Conclusiones y Sugerencias
En resumen, los planes de sobreasignación compensatoria y de sobreasignación activa son medios eficaces para mejorar la eficiencia de los sistemas fotovoltaicos, pero cada uno tiene su propio enfoque. El exceso de compensación se centra principalmente en la compensación de las pérdidas del sistema, mientras que el exceso activo presta más atención a encontrar un equilibrio entre el aumento de los insumos y la mejora de los ingresos. Por lo tanto, en el proyecto real, se recomienda seleccionar exhaustivamente el esquema de configuración de relación de capacidad adecuado de acuerdo con los requisitos del proyecto.