Como projetar razoavelmente a relação de capacidade das estações fotovoltaicas

Com a crescente demanda global por energia renovável, a tecnologia de geração de energia fotovoltaica tem se desenvolvido rapidamente. Como principal portador da tecnologia de geração de energia fotovoltaica, a racionalidade do projeto da usina fotovoltaica afeta diretamente a eficiência da geração de energia, a estabilidade operacional e os benefícios econômicos da usina. Entre eles, o índice de capacidade, como parâmetro chave no projeto de usinas fotovoltaicas, tem um impacto importante no desempenho geral da usina. O objetivo deste artigo é discutir como projetar racionalmente a relação de capacidade da usina fotovoltaica para melhorar a eficiência e a economia da geração de energia.

01 Visão geral da relação de capacidade da estação fotovoltaica
A relação de capacidade da estação fotovoltaica refere-se à relação entre a capacidade instalada dos módulos fotovoltaicos e a capacidade do equipamento inversor.
Devido à instabilidade da geração de energia fotovoltaica e ao motivo de ser muito afetada pelo meio ambiente, a relação de capacidade das estações fotovoltaicas simplesmente de acordo com a capacidade instalada dos módulos fotovoltaicos configuração 1:1 causará desperdício de capacidade do inversor fotovoltaico, portanto o sistema fotovoltaico a eficiência da geração de energia é melhorada sob a premissa de operação estável do sistema fotovoltaico, o projeto de relação de capacidade ideal deve ser superior a 1:1. O design racional da relação de capacidade pode não apenas maximizar a produção de energia, mas também se adaptar a diferentes condições de iluminação e lidar com algumas perdas do sistema.

02 Principais fatores que influenciam a relação de volume
O design razoável da relação de capacidade precisa ser considerado de forma abrangente de acordo com a situação específica do projeto. Os fatores que afetam a relação de capacidade incluem atenuação do componente, perda do sistema, irradiância, ângulo de instalação do componente, etc.

1. Atenuação de componentes
No caso de decadência normal do envelhecimento, a atenuação do primeiro ano do componente atual é de cerca de 1%, a atenuação do componente após o segundo ano mostrará uma mudança linear e a taxa de atenuação de 30 anos é de cerca de 13%, isto é, a capacidade de geração anual do componente está diminuindo e a potência nominal não pode ser mantida continuamente, portanto, o projeto da relação de capacidade fotovoltaica precisa levar em consideração a atenuação do componente durante todo o ciclo de vida da central elétrica . Para maximizar a geração de energia de componentes correspondentes e melhorar a eficiência do sistema.

Curva de atenuação de potência linear de 30 anos de módulos fotovoltaicos

2. Perda do sistema
No sistema fotovoltaico, existem várias perdas entre o módulo fotovoltaico e a saída do inversor, incluindo a série do módulo e a perda de poeira paralela e do bloco, perda de cabo CC, perda do inversor fotovoltaico, etc., a perda de cada link afetará a saída real potência do inversor da usina fotovoltaica.

Relatório de simulação de usina fotovoltaica PVsyst

Conforme mostrado na figura, a configuração real e a perda de oclusão do projeto podem ser simuladas pelo PVsyst na aplicação do projeto; Em circunstâncias normais, a perda CC do sistema fotovoltaico é de cerca de 7 a 12%, a perda do inversor é de cerca de 1 a 2% e a perda total é de cerca de 8 a 13%. Portanto, há um desvio de perda entre a capacidade instalada dos módulos fotovoltaicos e os dados reais de geração de energia. Se a capacidade de instalação do componente for selecionada de acordo com a relação de capacidade de 1:1 do inversor fotovoltaico, a capacidade máxima de saída real do inversor é de apenas cerca de 90% da capacidade nominal do inversor, mesmo quando a luz é melhor, o inversor não está totalmente carregado, reduzindo a utilização do inversor e do sistema.

3. A irradiância varia em diferentes regiões
O componente só pode atingir a potência nominal sob condições de operação STC (condições de operação STC: a intensidade da luz é 1000W/m², a temperatura da bateria é 25°C e a qualidade atmosférica é 1.5), se as condições de trabalho não atingirem o Condições STC, a potência de saída do módulo fotovoltaico é inevitavelmente menor do que sua potência nominal, e a distribuição temporal dos recursos de luz dentro de um dia não pode atender às condições STC, principalmente porque a diferença entre a irradiância e a temperatura inicial, média e tardia é grande; Ao mesmo tempo, a irradiância e o ambiente de diferentes regiões têm efeitos diferentes na geração de energia dos módulos fotovoltaicos, por isso o projeto inicial precisa compreender os dados dos recursos luminosos locais de acordo com a região específica e realizar o cálculo dos dados.

De acordo com os padrões de classificação do Centro de Avaliação de Energia Eólica e Solar do Serviço Meteorológico Nacional, os dados específicos de irradiância em diferentes regiões podem ser aprendidos, e a irradiação total anual da radiação solar é dividida em quatro graus:

Classificação da irradiância anual da radiação solar total

Portanto, mesmo na mesma área de recursos, existem grandes diferenças na quantidade de radiação ao longo do ano. Isso significa que a mesma configuração do sistema, ou seja, a mesma relação de capacidade de geração de energia não é a mesma. Para conseguir a mesma geração de energia, isso pode ser conseguido alterando a relação de volume.

4. Ângulo de instalação do componente
Haverá diferentes tipos de telhado no mesmo projeto para a usina fotovoltaica do lado do usuário, e diferentes ângulos de projeto de componentes estarão envolvidos de acordo com os diferentes tipos de telhado, e a irradiância recebida pelos componentes correspondentes também será diferente. Por exemplo, existem telhados de telhas de aço coloridas e telhados de concreto em um projeto industrial e comercial na província de Zhejiang, e os ângulos de inclinação do projeto são de 3° e 18°, respectivamente. Os dados de irradiação do plano inclinado simulado por PV para diferentes ângulos de inclinação são mostrados na figura abaixo. Pode-se observar que a irradiância recebida pelos componentes instalados em diferentes ângulos é diferente. Se a cobertura distribuída for maioritariamente de telhas, a energia de saída dos componentes com a mesma capacidade é inferior à daqueles com um determinado ângulo de inclinação.

Ângulo de inclinação de 3° radiação total

Ângulo de inclinação de 18° radiação total

03 Ideias de design de relação de capacidade
De acordo com a análise acima, o projeto da relação de capacidade visa principalmente melhorar o benefício geral da central elétrica, ajustando a capacidade de acesso CC do inversor. Atualmente, os métodos de configuração da relação de capacidade são divididos principalmente em sobrecompensação compensatória e sobrecompensação ativa.

1. Compensar o overmatching
Overmatching compensatório significa que, ao ajustar a relação de volume, o inversor pode atingir a saída de carga total quando a luz estiver melhor. Este método leva em consideração apenas a perda parcial no sistema fotovoltaico, ao aumentar a capacidade do componente (conforme mostrado na figura abaixo), pode compensar a perda de energia do sistema no processo de transmissão, para que o inversor no uso real do efeito de saída de carga total e sem perda de corte.

Diagrama de compensação excessiva

2. Overmatching ativo
O overmatching ativo consiste em continuar a aumentar a capacidade dos módulos fotovoltaicos com base no overmatching de compensação (conforme mostrado na figura abaixo). Este método não só considera a perda do sistema, mas também considera de forma abrangente o custo e o rendimento do investimento e outros factores. O objetivo é minimizar o custo médio de energia (LCOE) do sistema, estendendo ativamente o tempo total de trabalho do inversor, encontrando um equilíbrio entre o aumento do custo de entrada dos componentes e o rendimento de geração de energia do sistema. Mesmo em caso de pouca iluminação, o inversor também funciona em plena carga, ampliando assim o tempo de funcionamento em plena carga; No entanto, a curva real de geração de energia do sistema apresentará o fenômeno de “recorte de pico”, conforme mostrado na figura, e alguns períodos de tempo estão no estado de funcionamento de geração limitada. No entanto, sob o rácio de capacidade adequado, o LCOE do sistema como um todo é o mais baixo, ou seja, o benefício é aumentado.

Diagrama de overmatching ativo

Conforme mostrado na figura abaixo, o LCOE continua a diminuir com o aumento do índice de capacidade. No ponto da relação de excesso compensatório, o LCOE do sistema não atinge o valor mais baixo. Quando o índice de capacidade é aumentado ainda mais até o ponto de excesso ativo, o LCOE do sistema atinge o valor mais baixo e o LCOE aumentará após o aumento adicional do índice de capacidade. Portanto, o ponto de overmatching ativo é a relação de capacidade ótima do sistema.

Diagrama de relação LOCE/capacidade

Para inversores, como atender ao LCOE mínimo do sistema requer capacidade suficiente de sobrealocação do lado CC para alcançar, para diferentes regiões, especialmente para áreas com más condições de irradiação, um esquema de sobrealocação ativo mais alto é necessário para estender o tempo nominal de saída do inversor e maximizar a redução do LCOE do sistema.

04 Conclusões e Sugestões
Em resumo, os esquemas de sobreatribuição compensatória e de sobreatribuição activa são meios eficazes para melhorar a eficiência dos sistemas fotovoltaicos, mas cada um tem o seu próprio foco. O overmatching de compensação centra-se principalmente na compensação das perdas do sistema, enquanto o overmatching activo presta mais atenção à procura de um equilíbrio entre o aumento dos factores de produção e a melhoria dos rendimentos. Portanto, no projeto real, recomenda-se selecionar de forma abrangente o esquema de configuração de relação de capacidade apropriado de acordo com os requisitos do projeto.