Come progettare in modo ragionevole il rapporto di capacità delle centrali fotovoltaiche

Con l'aumento della domanda globale di energia rinnovabile, la tecnologia di generazione elettrica fotovoltaica si è sviluppata rapidamente. Essendo il portatore principale della tecnologia di generazione elettrica fotovoltaica, la razionalità del progetto della centrale fotovoltaica influenza direttamente l'efficienza di produzione di energia, la stabilità operativa e i benefici economici della centrale. Tra questi, il rapporto di capacità, come parametro chiave nel progetto della centrale fotovoltaica, ha un impatto importante sulle prestazioni complessive della centrale. Lo scopo di questo articolo è discutere come progettare in modo razionale il rapporto di capacità della centrale fotovoltaica per migliorare l'efficienza e l'economia della produzione di energia.

01 Panoramica sul 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 dell'attrezzatura 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 configurato semplicemente in base alla capacità installata dei moduli fotovoltaici con una relazione 1:1 causerebbe uno spreco della capacità dell'inverter fotovoltaico. Quindi, per migliorare l'efficienza di generazione di energia del sistema fotovoltaico sotto la premessa di un funzionamento stabile del sistema, il rapporto di capacità ottimale dovrebbe essere superiore a 1:1. Un progetto razionale del rapporto di capacità può non solo massimizzare l'output di potenza, ma anche adattarsi a diverse condizioni di illuminazione e affrontare alcune perdite di sistema.

02 Principali fattori di influenza sul rapporto volumetrico
La progettazione di un rapporto di capacità ragionevole deve essere considerata in modo comprensivo in base alla situazione specifica del progetto. I fattori che influiscono sul rapporto di capacità includono l'attenuazione dei componenti, le perdite di sistema, l'irradiazione, l'angolo di installazione dei componenti, ecc. L'analisi dettagliata è la seguente.

1. Attenuazione dei componenti
Nel caso di decadimento normale, l'attenuazione del primo anno del componente corrente è circa dell'1%, mentre dopo il secondo anno l'attenuazione dei componenti mostrerà una variazione lineare e il tasso di attenuazione di 30 anni sarà di circa il 13%, ovvero la capacità produttiva annuale del componente sta diminuendo e non può mantenere costantemente l'uscita di potenza nominale. Quindi, la progettazione del rapporto di capacità fotovoltaica deve prendere in considerazione l'attenuazione del componente durante tutto il ciclo di vita della centrale per massimizzare la produzione di energia dei componenti abbinati e migliorare l'efficienza del sistema.

Curva di attenuazione lineare della potenza dei moduli fotovoltaici per 30 anni

2. Perdite di sistema
Nel sistema fotovoltaico, ci sono varie perdite tra il modulo fotovoltaico e l'uscita dell'inverter, inclusi i guasti in serie e in parallelo del modulo, la perdita per polvere, la perdita del cavo DC, la perdita dell'inverter fotovoltaico, ecc. La perdita di ogni anello influenzerà la potenza effettiva di uscita dell'inverter della centrale fotovoltaica.

Rapporto di simulazione della 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 condizioni normali, la perdita DC del sistema fotovoltaico è circa il 7-12%, la perdita dell'inverter è circa il 1-2%, e la perdita totale è circa il 8-13%. Pertanto, c'è 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 effettiva di output dell'inverter è solo circa l'90% della capacità nominale dell'inverter, anche quando la luce è ottimale, l'inverter non è completamente carico, riducendo l'utilizzo dell'inverter e del sistema.

3. L'irradiazione varia in diverse regioni
Il componente può raggiungere l'uscita di potenza nominale solo sotto le condizioni di funzionamento STC (condizioni di funzionamento STC: l'intensità della luce è di 1000W/m², la temperatura del batterio è di 25°C e la qualità atmosferica è di 1.5). Se le condizioni di lavoro non raggiungono le condizioni STC, l'uscita di potenza del modulo fotovoltaico sarà inevitabilmente inferiore al suo potere nominale. La distribuzione temporale delle risorse luminose all'interno di una giornata non può soddisfare tutte le condizioni STC, principalmente a causa della grande differenza tra l'irradiazione e la temperatura del mattino, del mezzogiorno e della sera. Allo stesso tempo, l'irradiazione e l'ambiente di diverse regioni hanno effetti diversi sulla produzione di energia dei moduli fotovoltaici, quindi all'inizio del progetto è necessario comprendere i dati locali delle risorse luminose in base alla regione specifica e procedere con il calcolo dei dati.

Secondo gli standard di classificazione del Centro di Valutazione dell'Energia Eolica e Solare del Servizio Meteorologico Nazionale, è possibile conoscere i dati specifici di irradiazione in diverse regioni, e la radiazione solare totale annua è divisa in quattro gradi:

Classificazione della radiazione solare totale annua

Quindi, anche all'interno della stessa area di risorse, ci sono grandi differenze nella quantità di radiazione durante l'anno. Ciò significa che la stessa configurazione del sistema, ovvero lo stesso rapporto di capacità sotto generazione di energia, non è lo stesso. Per raggiungere la stessa produzione di energia, può essere ottenuto modificando il rapporto di volume.

4. Angolo di installazione del componente
All'interno dello stesso progetto per la stazione fotovoltaica lato utente, ci saranno diversi tipi di tetti e verranno coinvolte diverse angolazioni di progettazione dei componenti in base ai vari tipi di tetto. Inoltre, l'irradiazione ricevuta dai corrispondenti componenti sarà anch'essa diversa. Ad esempio, in un progetto industriale e commerciale nella provincia del Zhejiang, ci sono tetti con lastre di acciaio colorate e tetti in cemento, con angoli di inclinazione progettati rispettivamente di 3° e 18°. I dati di irradiazione della superficie inclinata simulati da PV per diverse angolazioni sono mostrati nella figura sottostante. Si può notare che l'irradiazione ricevuta dai componenti installati a diverse angolazioni è diversa. Se il tetto distribuito è prevalentemente a tegole, l'energia prodotta dai componenti con la stessa capacità sarà inferiore a quella di quelli con un certo angolo di inclinazione.

Radiazione totale all'angolazione di 3°

Radiazione totale all'angolazione di 18°

03 Idee per il rapporto di capacità
In base all'analisi sopra esposta, la progettazione del rapporto di capacità è principalmente volta a migliorare il beneficio complessivo della centrale elettrica regolando la capacità di accesso CC dell'inverter. Attualmente, i metodi di configurazione del rapporto di capacità sono suddivisi in sovradimensionamento compensativo e sovradimensionamento attivo.

1. Sovradimensionamento compensativo
Il sovradimensionamento compensativo significa che, regolando il rapporto volumetrico, l'inverter può raggiungere l'uscita a carico completo quando la luce è al massimo. Questo metodo tiene conto solo delle perdite parziali nel sistema fotovoltaico, aumentando la capacità del componente (come mostrato nella figura sottostante), può compensare le perdite di energia durante il processo di trasmissione, consentendo all'inverter di ottenere un effetto di uscita a carico completo durante l'uso reale, senza perdite per taglio.

Diagramma di sovradimensionamento compensativo

2. Sovradimensionamento attivo
L'overmatching attivo consiste nell'aumentare continuamente la capacità dei moduli fotovoltaici sulla base dell'overmatching di compensazione (come mostrato nella figura qui sotto). Questo metodo non considera solo le perdite del sistema, ma analizza in modo complessivo i costi di investimento e i redditi. L'obiettivo è minimizzare il costo medio di energia del sistema (LCOE) estendendo attivamente il tempo di funzionamento completo dell'inverter, trovando un equilibrio tra l'aumento del costo di input dei componenti e i redditi generati dall'energia prodotta. Anche in condizioni di illuminazione scarse, l'inverter lavora a pieno carico, estendendo così il tempo di funzionamento a pieno carico; Tuttavia, la curva effettiva di produzione del sistema presenterà il fenomeno di "taglio dei picchi" come mostrato nella figura, e in alcuni periodi sarà in uno stato di produzione limitata. Tuttavia, con un rapporto di capacità appropriato, il LCOE complessivo del sistema è il più basso, ovvero il beneficio aumenta.

Diagramma di overmatching attivo

Come mostrato nella figura sottostante, il CME continua a diminuire con l'aumento del rapporto di capacità. Al punto di eccedenza compensativa, il CME del sistema non raggiunge il valore minimo. Quando il rapporto di capacità aumenta ulteriormente fino al punto di eccedenza attiva, il CME del sistema raggiunge il valore minimo e aumenterà dopo un ulteriore aumento del rapporto di capacità. Pertanto, il punto di sovradimensionamento attivo è il rapporto di capacità ottimale del sistema.

Diagramma del rapporto di capacità LOCE

Per gli inverter, per soddisfare il CME minimo del sistema è necessario disporre di una sufficiente capacità di sovradimensionamento sul lato CC per raggiungerlo. Per diverse aree, in particolare per le zone con condizioni di irradiazione scarse, è richiesto uno schema di sovradimensionamento attivo più elevato per estendere il tempo di output nominale dell'inverter e massimizzare la riduzione del CME del sistema.

04 Conclusioni e Suggerimenti
In sintesi, le strategie di sovraallocazione compensativa e attiva sono mezzi efficaci per migliorare l'efficienza dei sistemi fotovoltaici, ma ciascuna ha il proprio obiettivo. La sovraccoppiatura compensativa si concentra principalmente sul risarcimento delle perdite di sistema, mentre la sovraccoppiatura attiva presta maggiore attenzione a trovare un equilibrio tra l'aumento degli input e il miglioramento del reddito. Pertanto, in un progetto reale, si consiglia di selezionare in modo complessivo lo schema di configurazione del rapporto di capacità appropriato in base ai requisiti del progetto.