Come progettare ragionevolmente il rapporto di capacità delle stazioni fotovoltaiche Italia

Con la crescente domanda globale di energia rinnovabile, la tecnologia di generazione di energia fotovoltaica è stata rapidamente sviluppata. In quanto vettore principale della tecnologia di generazione di energia fotovoltaica, la razionalità progettuale della centrale fotovoltaica influisce direttamente sull'efficienza della generazione di energia, sulla stabilità operativa e sui vantaggi economici della centrale elettrica. Tra questi, il rapporto di capacità, in quanto parametro chiave nella progettazione di una centrale fotovoltaica, ha un impatto importante sulle prestazioni complessive della centrale. Lo scopo di questo articolo è discutere come progettare razionalmente il rapporto di capacità della centrale fotovoltaica per migliorare l’efficienza e l’economia della produzione di energia.

01 Panoramica del rapporto di capacità della stazione fotovoltaica
Il rapporto di capacità della stazione fotovoltaica si riferisce al rapporto tra la capacità installata dei moduli fotovoltaici e la capacità delle apparecchiature inverter.
A causa dell'instabilità della generazione di energia fotovoltaica e del fatto che è fortemente influenzata dall'ambiente, il rapporto di capacità delle stazioni fotovoltaiche semplicemente in base alla capacità installata dei moduli fotovoltaici in configurazione 1:1 causerà uno spreco di capacità dell'inverter fotovoltaico, quindi il sistema fotovoltaico l'efficienza della generazione di energia viene migliorata presupponendo un funzionamento stabile del sistema fotovoltaico, il rapporto di capacità ottimale dovrebbe essere maggiore di 1:1. La progettazione razionale del rapporto di capacità può non solo massimizzare la potenza in uscita, ma anche adattarsi a diverse condizioni di illuminazione e far fronte ad alcune perdite del sistema.

02 Principali fattori che influenzano il rapporto volumetrico
La progettazione di un rapporto di capacità ragionevole deve essere considerata in modo esaustivo in base alla situazione specifica del progetto. I fattori che influenzano il rapporto di capacità includono l'attenuazione dei componenti, la perdita del sistema, l'irradiazione, l'angolo di installazione dei componenti, ecc. L'analisi specifica è la seguente.

1. Attenuazione dei componenti
Nel caso del normale decadimento dovuto all'invecchiamento, l'attenuazione del primo anno del componente attuale è di circa l'1%, l'attenuazione del componente dopo il secondo anno mostrerà un cambiamento lineare e il tasso di attenuazione di 30 anni è di circa il 13%, ovvero, la capacità di generazione annuale del componente sta diminuendo e la potenza nominale non può essere mantenuta continuamente, quindi la progettazione del rapporto di capacità fotovoltaica deve tenere conto dell'attenuazione del componente durante l'intero ciclo di vita della centrale elettrica . Per massimizzare la generazione di energia dei componenti abbinati e migliorare l'efficienza del sistema.

Curva lineare di attenuazione di potenza trentennale dei moduli fotovoltaici

2. Perdita del sistema
Nel sistema fotovoltaico, ci sono varie perdite tra il modulo fotovoltaico e l'uscita dell'inverter, inclusa la serie di moduli e la perdita di polvere in parallelo e blocco, perdita del cavo CC, perdita dell'inverter fotovoltaico, ecc., la perdita di ciascun collegamento influenzerà l'uscita effettiva potenza dell’inverter dell’impianto fotovoltaico.

Rapporto sulla simulazione di una centrale fotovoltaica PVsyst

Come mostrato nella figura, la configurazione effettiva e la perdita di occlusione del progetto possono essere simulate da PVsyst nell'applicazione del progetto; In circostanze normali, la perdita CC del sistema fotovoltaico è di circa il 7-12%, la perdita dell'inverter è di circa l'1-2% e la perdita totale è di circa l'8-13%. Pertanto, esiste una deviazione di perdita tra la capacità installata dei moduli fotovoltaici e i dati effettivi di produzione di energia. Se la capacità di installazione del componente viene selezionata in base al rapporto di capacità 1:1 dell'inverter fotovoltaico, la capacità massima di uscita effettiva dell'inverter è solo circa il 90% della capacità nominale dell'inverter, anche quando la luce è migliore, l'inverter non è completamente carico, riducendo l'utilizzo dell'inverter e del sistema.

3. L'irraggiamento varia nelle diverse regioni
Il componente può raggiungere la potenza nominale solo in condizioni operative STC (condizioni operative STC: l'intensità della luce è 1000 W/m², la temperatura della batteria è 25°C e la qualità dell'atmosfera è 1.5), se le condizioni di lavoro non raggiungono la Condizioni STC, la potenza di uscita del modulo fotovoltaico è inevitabilmente inferiore alla sua potenza nominale e la distribuzione temporale delle risorse luminose in un giorno non può soddisfare tutte le condizioni STC, principalmente a causa della differenza tra irraggiamento e temperatura precoce, media e tardiva è grande; Allo stesso tempo, l'irraggiamento e l'ambiente delle diverse regioni hanno effetti diversi sulla generazione di energia dei moduli fotovoltaici, quindi il progetto iniziale deve comprendere i dati delle risorse luminose locali in base alla regione specifica ed eseguire il calcolo dei dati.

Secondo gli standard di classificazione del Centro di valutazione dell'energia eolica e solare del Servizio meteorologico nazionale, è possibile apprendere i dati specifici dell'irradianza in diverse regioni e l'irradiazione solare annuale totale è divisa in quattro gradi:

Classificazione della radiazione solare totale e dell'irradiamento annuale

Pertanto, anche nella stessa area di risorse, si registrano grandi differenze nella quantità di radiazioni durante l’anno. Ciò significa che la stessa configurazione del sistema, ovvero lo stesso rapporto di capacità nella produzione di energia, non è la stessa. Per ottenere la stessa generazione di energia, è possibile ottenerla modificando il rapporto volumetrico.

4. Angolo di installazione dei componenti
Ci saranno diversi tipi di tetto nello stesso progetto per la centrale fotovoltaica lato utente, e diversi angoli di progettazione dei componenti saranno coinvolti a seconda dei diversi tipi di tetto, e anche l'irradianza ricevuta dai componenti corrispondenti sarà diversa. Ad esempio, in un progetto industriale e commerciale nella provincia di Zhejiang sono presenti tetti in tegole di acciaio colorate e tetti in cemento, e gli angoli di inclinazione del progetto sono rispettivamente di 3° e 18°. I dati di irraggiamento del piano inclinato simulato da PV per diversi angoli di inclinazione sono mostrati nella figura seguente. Si può vedere che l'irradianza ricevuta dai componenti installati ad angoli diversi è diversa. Se il tetto distribuito è in prevalenza piastrellato, l'energia in uscita dai componenti con la stessa portata è inferiore a quella di quelli con un certo angolo di inclinazione.

Radiazione totale dell'angolo di inclinazione di 3°

Radiazione totale dell'angolo di inclinazione di 18°

03 Idee per la progettazione del rapporto di capacità
Secondo l'analisi di cui sopra, la progettazione del rapporto di capacità mira principalmente a migliorare i benefici complessivi della centrale elettrica regolando la capacità di accesso CC dell'inverter. Allo stato attuale, i metodi di configurazione del rapporto di capacità sono principalmente suddivisi in overmatching compensativo e overmatching attivo.

1. Compensare l’overmatching
L'overmatching compensativo significa che regolando il rapporto del volume, l'inverter può raggiungere l'uscita a pieno carico quando la luce è migliore. Questo metodo tiene conto solo della perdita parziale nel sistema fotovoltaico, aumentando la capacità del componente (come mostrato nella figura seguente), può compensare la perdita di energia del sistema nel processo di trasmissione, in modo che l'inverter nell'uso effettivo dell'effetto di uscita a pieno carico e nessuna perdita di ritaglio.

Diagramma del superamento della compensazione

2. Overmatching attivo
L'overmatching attivo consiste nel continuare ad aumentare la capacità dei moduli fotovoltaici sulla base dell'overmatching di compensazione (come mostrato nella figura seguente). Questo metodo non solo considera la perdita del sistema, ma considera anche in modo completo il costo e il reddito dell’investimento e altri fattori. L'obiettivo è ridurre al minimo il costo medio dell'energia (LCOE) del sistema estendendo attivamente l'intero tempo di funzionamento dell'inverter, trovando un equilibrio tra l'aumento del costo di input dei componenti e il reddito generato dalla produzione di energia del sistema. Anche in caso di scarsa illuminazione l'inverter funziona anche a pieno carico, allungando così il tempo di lavoro a pieno carico; Tuttavia, sulla curva effettiva di generazione di energia del sistema apparirà il fenomeno del "picco di ritaglio", come mostrato nella figura, e alcuni periodi di tempo si trovano nello stato di funzionamento di generazione limitata. Tuttavia, con il rapporto di capacità appropriato, il LCOE del sistema nel suo complesso è il più basso, ovvero il vantaggio aumenta.

Diagramma di overmatching attivo

Come mostrato nella figura seguente, LCOE continua a diminuire con l'aumento del rapporto di capacità. Al punto del rapporto in eccesso compensativo, l’LCOE del sistema non raggiunge il valore più basso. Quando il rapporto di capacità viene ulteriormente aumentato fino al punto del rapporto in eccesso attivo, l'LCOE del sistema raggiunge il valore più basso e l'LCOE aumenterà dopo che il rapporto di capacità viene ulteriormente aumentato. Pertanto, il punto di overmatching attivo è il rapporto di capacità ottimale del sistema.

Diagramma del rapporto LOCE/capacità

Per gli inverter, il modo in cui soddisfare il LCOE minimo del sistema richiede una capacità di sovraallocazione sul lato CC sufficiente per ottenere, per diverse regioni, in particolare per le aree con condizioni di scarsa irradiazione, uno schema di sovraallocazione attivo più elevato è necessario per estendere il tempo di uscita nominale dell'inverter e massimizzare la riduzione del LCOE del sistema.

04 Conclusioni e suggerimenti
In sintesi, gli schemi di sovraallocazione compensativa e di sovraallocazione attiva sono mezzi efficaci per migliorare l’efficienza dei sistemi fotovoltaici, ma ciascuno ha il proprio obiettivo. L’eccesso di compensazione si concentra principalmente sulla compensazione delle perdite del sistema, mentre l’eccesso di compensazione attivo presta maggiore attenzione alla ricerca di un equilibrio tra l’aumento dell’input e il miglioramento del reddito. Pertanto, nel progetto vero e proprio, si consiglia di selezionare in modo completo lo schema di configurazione del rapporto di capacità appropriato in base ai requisiti del progetto.