Comment concevoir raisonnablement le rapport de capacité des centrales photovoltaïques

Avec l'augmentation de la demande mondiale d'énergie renouvelable, la technologie de production d'électricité photovoltaïque s'est rapidement développée. En tant que support principal de la technologie de production d'électricité photovoltaïque, la conception rationnelle de la centrale photovoltaïque affecte directement l'efficacité de production d'électricité, la stabilité opérationnelle et les bénéfices économiques de la centrale. Parmi ces facteurs, le ratio de capacité, en tant que paramètre clé dans la conception de la centrale photovoltaïque, a un impact important sur les performances globales de la centrale. Le but de cet article est de discuter comment concevoir de manière rationnelle le ratio de capacité de la centrale photovoltaïque afin d'améliorer l'efficacité de production d'électricité et l'économie.

01 Aperçu du rapport de capacité de la station photovoltaïque
Le rapport de capacité de la station photovoltaïque fait référence au rapport entre la capacité installée des modules photovoltaïques et la capacité de l'équipement inverseur.
En raison de l'instabilité de la production d'électricité photovoltaïque et du fait qu'elle est fortement influencée par l'environnement, un rapport de capacité de la station photovoltaïque basé simplement sur une configuration 1:1 de la capacité installée des modules photovoltaïques entraînera un gaspillage de la capacité de l'inverseur photovoltaïque. Par conséquent, pour améliorer l'efficacité de production d'énergie du système photovoltaïque sous réserve d'une opération stable du système, le rapport de capacité optimal doit être supérieur à 1:1. Un design de rapport de capacité rationnel peut non seulement maximiser la production d'énergie, mais aussi s'adapter à différentes conditions d'éclairage et faire face à certaines pertes du système.

02 Principaux facteurs d'influence du ratio volumique
La conception d'un rapport de capacité raisonnable doit être considérée de manière globale en fonction de la situation spécifique du projet. Les facteurs influençant le rapport de capacité incluent l'affaiblissement des composants, les pertes système, l'irradiance, l'angle d'installation des composants, etc. Analyse détaillée ci-dessous.

1. Affaiblissement des composants
En cas de vieillissement normal, l'affaiblissement du premier an des composants actuels est d'environ 1 %, et après la deuxième année, l'affaiblissement des composants présentera un changement linéaire avec un taux d'affaiblissement de 30 ans d'environ 13 %. Cela signifie que la production annuelle des composants diminue et qu'il n'est pas possible de maintenir continuellement la puissance de sortie nominale. Par conséquent, la conception du rapport de capacité photovoltaïque doit prendre en compte l'affaiblissement des composants sur toute la durée de vie de la centrale pour maximiser la production d'électricité des composants appariés et améliorer l'efficacité du système.

Courbe d'affaiblissement linéaire de la puissance des modules photovoltaïques sur 30 ans

2. Perte système
Dans le système photovoltaïque, il existe diverses pertes entre le module photovoltaïque et la sortie de l'onduleur, y compris les pertes en série et en parallèle des modules, les pertes dues à la poussière, les pertes du câble DC, les pertes de l'onduleur photovoltaïque, etc. Les pertes de chaque étape affectent la puissance de sortie réelle de l'inverseur de la centrale photovoltaïque.

Rapport de simulation de la centrale photovoltaïque PVsyst

Comme indiqué sur la figure, la configuration réelle et les pertes d'occlusion du projet peuvent être simulées par PVsyst dans l'application du projet ; En règle générale, les pertes en courant continu du système photovoltaïque sont d'environ 7 à 12 %, les pertes de l'onduleur sont d'environ 1 à 2 %, et les pertes totales sont d'environ 8 à 13 %. Par conséquent, il existe une déviation de perte entre la capacité installée des modules photovoltaïques et les données réelles de production d'énergie. Si la capacité d'installation des composants est choisie selon un rapport de capacité de 1:1 entre le module photovoltaïque et l'onduleur, la capacité maximale réelle de sortie de l'onduleur ne représente que environ 90 % de la capacité nominale de l'onduleur, même lorsque l'ensoleillement est optimal, l'onduleur n'est pas pleinement chargé, ce qui réduit l'utilisation de l'onduleur et du système.

3. L'irradiance varie selon les régions.
Le composant ne peut atteindre la puissance de sortie nominale qu'en conditions de fonctionnement STC (conditions de fonctionnement STC : l'intensité lumineuse est de 1000W/m², la température de la batterie est de 25°C et la qualité atmosphérique est de 1,5). Si les conditions de fonctionnement ne répondent pas aux conditions STC, la puissance de sortie du module photovoltaïque sera inévitablement inférieure à sa puissance nominale. De plus, la distribution temporelle des ressources lumineuses au cours d'une journée ne peut pas toujours satisfaire aux conditions STC, principalement en raison des grandes différences entre l'irradiance et la température du matin, du midi et du soir. En même temps, l'irradiance et l'environnement de différentes régions ont des effets variés sur la production d'électricité des modules photovoltaïques. Par conséquent, au stade initial du projet, il est nécessaire de comprendre les données locales des ressources lumineuses en fonction de la région spécifique et d'effectuer des calculs de données.

Selon les normes de classification du Centre d'Évaluation de l'Énergie Éolienne et Solaire du Service Météorologique National, les données spécifiques de l'irradiance dans différentes régions peuvent être obtenues, et la radiation solaire annuelle totale est divisée en quatre classes :

Classification de la radiation solaire annuelle totale

Ainsi, même dans la même zone de ressources, il existe de grandes différences dans la quantité de radiation tout au long de l'année. Cela signifie que la même configuration de système, c'est-à-dire le même ratio de capacité sous la génération d'électricité, n'est pas identique. Pour atteindre la même production d'électricité, cela peut être réalisé en modifiant le ratio de volume.

4. Angle d'installation des composants
Il y aura différents types de toits dans le même projet pour la centrale photovoltaïque côté utilisateur, et des angles de conception différents seront pris en compte selon les types de toits, ainsi que l'irradiance reçue par les composants correspondants sera également différente. Par exemple, il existe des toits en tuiles en acier coloré et des toits en béton dans un projet industriel et commercial dans la province du Zhejiang, avec des angles d'inclinaison conçus respectivement à 3° et 18°. Les données d'irradiation de la surface inclinée simulées par le PV pour différents angles d'inclinaison sont présentées dans la figure ci-dessous. Il est clair que l'irradiance reçue par les composants installés à différents angles est différente. Si le toit distribué est principalement en tuiles, l'énergie de sortie des composants de même capacité est inférieure à celle des composants ayant un angle d'inclinaison spécifique.

Rayonnement total à l'angle d'inclinaison de 3°

Rayonnement total à l'angle d'inclinaison de 18°

Concept de conception du rapport de capacité 03
D'après l'analyse ci-dessus, la conception du rapport de capacité vise principalement à améliorer le bénéfice global de la centrale en ajustant la capacité d'accès en courant continu de l'inverseur. Actuellement, les méthodes de configuration du rapport de capacité sont principalement divisées en surdimensionnement compensatoire et surdimensionnement actif.

1. Compenser le surdimensionnement
Le surdimensionnement compensatoire signifie que, en ajustant le ratio de volume, l'inverseur peut atteindre une sortie à pleine charge lorsque la lumière est optimale. Cette méthode ne prend en compte que certaines pertes partielles dans le système photovoltaïque, en augmentant la capacité des composants (comme le montre la figure ci-dessous), elle peut compenser les pertes énergétiques du système lors du processus de transmission, permettant ainsi à l'inverseur d'atteindre un effet de sortie à pleine charge en utilisation réelle, sans perte par recadrage.

Schéma de surdimensionnement compensatoire

2. Surdimensionnement actif
Le surdimensionnement actif consiste à continuer à augmenter la capacité des modules photovoltaïques sur la base du surdimensionnement de compensation (comme indiqué dans la figure ci-dessous). Cette méthode prend non seulement en compte les pertes du système, mais considère également de manière globale les coûts d'investissement et les revenus. L'objectif est de minimiser le coût moyen de puissance du système (LCOE) en prolongeant activement la durée de fonctionnement complète de l'onduleur, en trouvant un équilibre entre l'augmentation du coût des composants et les revenus générés par la production d'énergie. Même en cas d'éclairage déficient, l'onduleur peut fonctionner à pleine charge, ce qui prolonge ainsi la durée de travail à pleine charge ; Cependant, la courbe réelle de production du système présentera le phénomène de "troncature de pic" comme illustré dans la figure, et certaines périodes seront dans un état de fonctionnement avec une limitation de production. Cependant, avec un rapport de capacité approprié, le LCOE du système dans son ensemble est le plus bas, c'est-à-dire que le bénéfice est accru.

Schéma du surdimensionnement actif

Comme le montre la figure ci-dessous, le CME (Coût Moyen de l'Énergie) continue de diminuer avec l'augmentation du ratio de capacité. Au point de ratio excédentaire compensatoire, le CME du système n'atteint pas la valeur la plus basse. Lorsque le ratio de capacité est augmenté davantage jusqu'au point de ratio excédentaire actif, le CME du système atteint sa valeur la plus basse, et le CME augmentera après une augmentation supplémentaire du ratio de capacité. Par conséquent, le point d'overmatching actif est le ratio de capacité optimal du système.

Diagramme du LOCE/rapport de capacité

Pour les onduleurs, comment atteindre le CME minimal du système nécessite une capacité suffisante de surallocation côté CC pour y parvenir, en particulier pour différentes régions, surtout pour les zones à faibles conditions d'ensoleillement, un schéma de surallocation active plus élevé est requis pour prolonger le temps de sortie nominale de l'onduleur et maximiser la réduction du CME du système.

04 Conclusions et Recommandations
En résumé, les schémas de surallocation compensatoire et active sont des moyens efficaces pour améliorer l'efficacité des systèmes photovoltaïques, mais chacun a son propre objectif. La suradaptation compensatoire se concentre principalement sur la compensation des pertes du système, tandis que la suradaptation active accorde plus d'importance à la recherche d'un équilibre entre l'augmentation des entrées et l'amélioration des revenus. Par conséquent, dans un projet réel, il est recommandé de sélectionner de manière globale le schéma de configuration de rapport de capacité approprié en fonction des exigences du projet.