Hur man på ett rimligt sätt utformar kapacitetsförhållandet för solcellsanläggningar

Med den växande globala efterfrågan på förnybar energi har tekniken för fotovoltaisk kraftproduktion utvecklats snabbt. Som huvudbärare för fotovoltaisk teknik påverkar designens rimlighet av solcellsanläggningarna direkt kraftproduktions-effektiviteten, drifts stabilitet och ekonomiska fördelar för anläggningen. Däribland är kapacitetsförhållandet, som en nyckelparameter i designen av solcellsanläggning, avgörande för anläggningens totala prestanda. Syftet med denna artikel är att diskutera hur man på bästa sätt kan designa kapacitetsförhållandet för solcellsanläggningar för att förbättra effektiviteten och ekonomin.

01 Översikt över kapacitetsförhållande för fotovoltaisk station
Kapacitetsförhållandet för fotovoltaisk station syftar till förhållandet mellan den installerade kapaciteten av fotovoltaiska moduler och kapaciteten av inverterarequipement.
På grund av den instabila naturen hos fotovoltaisk strömföring och att det påverkas starkt av miljön, kommer enkapacitetsförhållande för fotovoltaiska stationer baserat enbart på en 1:1-konfiguration av de installerade fotovoltaiska modulerna att orsaka spillo av inverterarkapaciteten. Därför bör det optimala kapacitetsförhållandet i designen vara större än 1:1 för att förbättra effektiviteten i strömföring under förutsättning av stabil drift av fotovoltaiska systemen. En rationell kapacitetsdesign kan inte bara maximera strömoutputen, utan också anpassa sig till olika belystningsvillkor och hantera vissa systemförluster.

02 Huvudsakliga påverkansfaktorer för volymförhållande
Designen av en rimlig kapacitetsförhållande måste övervägas comprehensively enligt den specifika projektets situation. Faktorer som påverkar kapacitetsförhållandet inkluderar komponentförsämring, systemförlust, strålning, installationsvinkel av komponenter, etc. Specifik analys följer.

1. Komponentförsämring
I fallet med normal åldrande och försämring, är den första årets försämring av den aktuella komponenten ungefär 1%, efter det andra året kommer komponentförsämringen att visa en linjär förändring, och försämringstakten under 30 år är ungefär 13%, dvs den årliga genereringsförmågan av komponenten minskar, och den nominella effekten kan inte hållas kontinuerligt, så designen av fotovoltaisk kapacitet behöver ta hänsyn till komponentförsämringen under hela livscykeln av stationen. För att maximera elgenereringen av matchade komponenter och förbättra systemeffektiviteten.

30-årig linjär effektförsämringskurva för fotovoltaiska moduler

2. Systemförlust
I fotovoltaiska systemet finns det olika förluster mellan fotovoltaikuttaget och inverterutgången, inklusive modulens serie- och parallellförluster, dammförlust, DC-kabelförlust, fotovoltaisk inverterförlust mm. Förlusten i varje länk påverkar faktiskt utgående effekt från fotovoltaiska växelströminverteraren på kraftverket.

PVsyst-simuleringsrapport för PV-kraftverk

Som visas i figuren kan den faktiska konfigurationen och skyggningstabellen för projektet simuleras av PVsyst i projektansökan; Under normala omständigheter är DC-förlusterna för fotovoltaiska system cirka 7-12%, inverteringsförlusterna cirka 1-2%, och totalförlusterna cirka 8-13%. Därför finns det en förlustavvikelse mellan den installerade kapaciteten av fotovoltaiska moduler och de faktiska produktionsdata. Om komponentens installationskapacitet väljs enligt 1:1-kapacitetsförhållandet för fotovoltaisk inverterare, är den faktiska maximala utgångskapaciteten för inverteraren endast cirka 90% av inverterarens nominella kapacitet, även när ljuset är bäst, är inte inverteraren fullt belastad, vilket minskar användningen av inverteraren och systemet.

3. Strålningen varierar i olika regioner
Komponenten kan endast uppnå den angivna effekten under STC-driftförhållanden (STC-driftförhållanden: Ljusintensiteten är 1000W/m², batteritemperaturen är 25°C och atmosfärens kvalitet är 1.5). Om driftförhållandena inte uppfyller STC-förhållandena kommer utmatningseffekten från fotovoltaiska modulen oundvikligen att vara mindre än dess angivna effekt. Tidsspridningen av ljusresurserna inom en dag uppfyller inte heller alla STC-förhållandena, främst på grund av de stora skillnaderna i strålning och temperatur tidigare på dagen, mitt på dagen och senare på dagen. Samtidigt påverkar strålningen och miljön i olika regioner fotovoltaiska modulernas effektförbrukning på olika sätt. Därför behöver projektet vid start förstå de lokala ljusresursdata som gäller för den specifika regionen och genomföra databeräkningar.

Enligt klassificeringsstandarderna för Vind- och Solenergiutvärderingscentret vid Nationella Väderbyrån kan specifika data om strålning i olika regioner läras känna, och den totala årliga solstrålningen indelas i fyra nivåer:

Klassificering av total årsstrålning för solenergi

Därför finns det stora skillnader i strålningens mängd under hela året, även inom samma resursområde. Det betyder att samma systemkonfiguration, dvs samma kapacitetsförhållande under strömföring, inte är samma. För att uppnå samma strömproducering kan volymförhållandet ändras.

4. Komponentinstallationsvinkel
Det kommer att finnas olika taktyper i samma projekt för användar-sidan av fotovoltaiska kraftstationer, och olika komponentdesignvinklar kommer att involveras beroende på taktypen, och den strålning som motsvarande komponenter tar emot kommer också att skilja sig. Till exempel finns det färgade stålplatttak och betongtak i ett industri- och handelsprojekt i Zhejiang-provinsen, och de designade lutningsvinklarna är 3° och 18° respektive. Den lutningsdata för olika lutningsvinklar som simulerats av PV visas i figuren nedan. Det kan ses att strålningen som komponenterna installerade vid olika vinklar tar emot skiljer sig. Om det distribuerade taket främst består av tegel, är den producerade energin från komponenter med samma kapacitet lägre än de som har en viss lutningsvinkel.

Total strålning vid 3° lutningsvinkel

Total strålning vid 18° lutningsvinkel

03 Kapacitetsförhållandesign idéer
Enligt ovanstående analys är designen av kapacitetsförhållandet huvudsakligen för att förbättra den totala nytan av kraftstationen genom att justera inverterns DC-anslutningskapacitet. För närvarande delas metoder för konfiguration av kapacitetsförhållande i huvudsak upp i kompensatorisk övermatchning och aktiv övermatchning.

1. Kompensera för övermatchning
Kompensatorisk övermatchning innebär att genom att justera volymförhållandet kan invertern nå full belastningsutgång när det är bäst med ljus. Denna metod tar endast hänsyn till delvis förlust i fotovoltaiska systemet, genom att öka modulkapaciteten (som visas i figuren nedan), kan man kompensera för energiförluster under överföringsprocessen, så att invertern uppnår full belastningsutgångseffekt vid faktisk användning och utan klippningsförluster.

Diagram över kompensationsovermatchning

2. Aktiv övermatchning
Aktiv övermatchning innebär att fortsätta öka kapaciteten av fotovoltaiska moduler på basisen för kompensationsövermatchning (som visas i figuren nedan). Denna metod tar inte bara hänsyn till systemförluster, utan överväger också investeringskostnader och inkomster och andra faktorer. Målet är att minimera systemets genomsnittliga effektkostnad (LCOE) genom att aktivt förlänga inverterarens fulla arbets tid, hitta en balans mellan de ökade komponenternas inköpskostnad och systemets elproduktionsinkomster. Även vid dålig belysthet arbetar inverteraren fortfarande under full last, därmed förlänger den fulla arbets tiden; Dock kommer systemets faktiska produktionskurva att visa fenomenet "topptrimmning" som visas i figuren, och vissa tidsperioder befinner sig i ett tillstånd av begränsad produktion. Under en lämplig kapacitetsförhållanden är dock systemets totala LCOE lägst, det vill säga fördelen ökar.

Diagram över aktiv övermatchning

Som visas i figuren nedan, fortsätter LCOE att minska med ökningen av kapacitetsförhållandet. Vid kompensationsöverskottspunkten når inte LCOE för systemet det lägsta värdet. När kapacitetsförhållandet ytterligare ökar till aktiv överskottspunkt når LCOE för systemet det lägsta värdet, och LCOE kommer att öka efter att kapacitetsförhållandet har ökats ytterligare. Därför är den aktiva övermatchningspunkten det optimala kapacitetsförhållandet för systemet.

LOCE/kapacitetsförhållandsdiagram

För inverterar krävs det en tillräcklig DC-sida överallokering för att uppnå det minsta LCOE för systemet. För olika regioner, särskilt för områden med dåliga strålningvillkor, krävs ett högre aktivt överallokerings schema för att förlänga den nominella utgångstiden för inverteraren och maximera minskningen av LCOE för systemet.

04 Slutsatser och förslag
Sammanfattningsvis är kompensatorisk överallokering och aktiv överallokering effektiva metoder för att förbättra effektiviteten hos fotovoltaiska system, men var och en har sitt eget fokus. Kompensatorisk övermatchning fokuserar huvudsakligen på att kompensera för systemförluster, medan aktiv övermatchning lägger större vikt på att hitta en balans mellan ökad input och förbättrad inkomst. Därför rekommenderas det i praktiska projekt att välja den lämpliga kapacitetsförhållskonfigurationen på ett övergripande sätt baserat på projektets krav.