Як розумно спроектувати коефіцієнт потужності фотоелектричних станцій Україна

Зі зростанням глобального попиту на відновлювані джерела енергії технологія фотоелектричної генерації електроенергії швидко розвивається. Будучи основним носієм фотоелектричної технології виробництва електроенергії, раціональність конструкції фотоелектричної електростанції безпосередньо впливає на ефективність виробництва електроенергії, стабільність роботи та економічні переваги електростанції. Серед них коефіцієнт потужності, як ключовий параметр при проектуванні фотоелектричної електростанції, має важливий вплив на загальну продуктивність електростанції. Метою цієї статті є обговорення того, як раціонально спроектувати коефіцієнт потужності фотоелектричної електростанції для підвищення ефективності та економії виробництва електроенергії.

01 Огляд співвідношення потужності фотоелектричних станцій
Коефіцієнт потужності фотоелектричної станції означає відношення встановленої потужності фотоелектричних модулів до потужності інверторного обладнання.
Через нестабільність фотоелектричного виробництва електроенергії та причину того, що на нього сильно впливає навколишнє середовище, співвідношення потужності фотоелектричних станцій просто відповідно до конфігурації 1:1 встановленої потужності фотоелектричних модулів призведе до втрати потужності фотоелектричного інвертора, тому фотоелектрична система Ефективність виробництва електроенергії покращується за умови стабільної роботи фотоелектричної системи, оптимальне співвідношення потужностей має бути більше 1:1. Конструкція раціонального співвідношення потужності може не тільки максимізувати вихідну потужність, але й адаптуватися до різних умов освітлення та впоратися з деякими втратами системи.

02 Основні фактори впливу об'ємного співвідношення
Конструкцію розумного співвідношення потужності необхідно всебічно розглянути відповідно до конкретної ситуації проекту. Фактори, що впливають на коефіцієнт пропускної здатності, включають ослаблення компонентів, втрати в системі, освітленість, кут встановлення компонентів тощо. Конкретний аналіз виглядає наступним чином.

1. Згасання компонентів
У разі нормального старіння затухання, загасання першого року поточного компонента становить близько 1%, загасання компонента після другого року покаже лінійну зміну, а загасання за 30 років становить близько 13%, тобто річна генеруюча потужність компонента зменшується, а номінальна вихідна потужність не може постійно підтримуватися, тому при проектуванні коефіцієнта фотоелектричної потужності необхідно враховувати загасання компонента протягом усього життєвого циклу електростанції. . Щоб максимізувати генерацію електроенергії узгодженими компонентами та підвищити ефективність системи.

30-річна лінійна крива ослаблення потужності фотоелектричних модулів

2. Втрата системи
У фотоелектричній системі існують різні втрати між фотоелектричним модулем і виходом інвертора, включаючи послідовні, паралельні та блокові втрати пилу, втрати кабелю постійного струму, втрати фотоелектричного інвертора тощо, втрата кожної ланки вплине на фактичний вихід потужність інвертора фотоелектричної електростанції.

Звіт про моделювання PV електростанції PVsyst

Як показано на малюнку, фактичну конфігурацію та втрату оклюзії проекту можна змоделювати за допомогою PVsyst у програмі проекту; За звичайних обставин втрати постійного струму в фотоелектричній системі становлять приблизно 7-12%, втрати інвертора – приблизно 1-2%, а загальні втрати – приблизно 8-13%. Таким чином, існує відхилення втрат між встановленою потужністю фотоелектричних модулів і фактичними даними про виробництво електроенергії. Якщо установчу потужність компонента вибрано відповідно до співвідношення потужності фотоелектричного інвертора 1:1, фактична максимальна вихідна потужність інвертора становить лише близько 90% від номінальної потужності інвертора, навіть якщо освітлення найкраще, інвертор не повністю завантажений, що зменшує використання інвертора та системи.

3. Опромінюваність різна в різних регіонах
Компонент може досягти номінальної вихідної потужності лише за умов експлуатації STC (умови роботи STC: інтенсивність світла 1000 Вт/м², температура батареї 25°C, якість атмосфери 1.5), якщо умови роботи не досягають В умовах STC вихідна потужність фотоелектричного модуля неминуче менша за його номінальну потужність, а розподіл світлових ресурсів протягом дня не може повністю відповідати умовам STC, головним чином через різницю між раннім, середнім і пізнім освітленням і температурою. великий; У той же час освітленість і навколишнє середовище в різних регіонах по-різному впливають на виробництво електроенергії фотоелектричними модулями, тому початковий проект повинен розуміти дані про місцеві джерела світла відповідно до конкретного регіону та виконувати розрахунок даних.

Відповідно до класифікаційних стандартів Центру оцінки вітрової та сонячної енергії Національної метеорологічної служби можна дізнатися конкретні дані опромінення в різних регіонах, а загальне річне опромінення сонячною радіацією поділяється на чотири ступені:

Класифікація сумарної сонячної радіації річна ірадіація

Тому навіть в одній і тій же ресурсній зоні спостерігаються великі відмінності в кількості радіації протягом року. Це означає, що однакова конфігурація системи, тобто однакове співвідношення потужностей під час виробництва електроенергії, не є однаковим. Щоб досягти однакової генерації електроенергії, цього можна досягти, змінивши співвідношення обсягів.

4. Кут установки компонентів
В одному проекті для фотоелектричної електростанції на стороні користувача будуть різні типи даху, і різні кути конструкції компонентів будуть задіяні відповідно до різних типів даху, і освітленість, отримана відповідними компонентами, також буде різною. Наприклад, у промисловому та комерційному проекті в провінції Чжецзян є дахи з кольорової сталевої черепиці та бетонні дахи, а проектні кути нахилу становлять 3° та 18° відповідно. Дані опромінення похилої площини, змодельовані PV для різних кутів нахилу, показані на малюнку нижче. Можна побачити, що випромінювання, яке отримують компоненти, встановлені під різними кутами, різне. Якщо розподілений дах здебільшого черепичний, вихідна енергія компонентів з однаковою потужністю нижча, ніж у тих, що мають певний кут нахилу.

3° нахилу Кут загального випромінювання

18° нахилу Кут загального випромінювання

03 Ідеї дизайну співвідношення місткості
Згідно з наведеним вище аналізом, конструкція коефіцієнта потужності головним чином спрямована на покращення загальної вигоди електростанції шляхом регулювання пропускної здатності доступу постійного струму інвертора. В даний час методи конфігурації співвідношення потужностей в основному поділяються на компенсаційне перевищення та активне перевищення.

1. Компенсуйте надмірну відповідність
Компенсаційне надлишкове узгодження означає, що, регулюючи коефіцієнт об’єму, інвертор може досягти повного навантаження, коли освітлення найкраще. Цей метод враховує лише часткові втрати в фотоелектричній системі, збільшуючи потужність компонента (як показано на малюнку нижче), може компенсувати втрати енергії в системі в процесі передачі, так що інвертор у фактичному використанні вихідного ефекту повного навантаження та відсутності втрат відсікання.

Діаграма оверматча компенсації

2. Активне надзбігання
Активне переузгодження полягає в продовженні збільшення потужності фотоелектричних модулів на основі компенсаційного перевищення (як показано на малюнку нижче). Цей метод не тільки враховує втрати системи, але й комплексно враховує інвестиційні витрати та дохід та інші фактори. Мета полягає в тому, щоб мінімізувати середню вартість електроенергії (LCOE) системи шляхом активного збільшення повного робочого часу інвертора, знаходження балансу між збільшеною вхідною вартістю компонента та доходом системи від виробництва електроенергії. Навіть у разі поганого освітлення інвертор також працює при повному навантаженні, таким чином подовжуючи час роботи при повному навантаженні; Однак на фактичній кривій генерації електроенергії системою з’являтиметься явище «пікового обрізання», як показано на малюнку, і деякі періоди часу перебувають у робочому стані обмеженого генерування. Однак за відповідного співвідношення потужностей LCOE системи в цілому є найнижчим, тобто вигода збільшується.

Діаграма активного перепідбору

Як показано на малюнку нижче, LCOE продовжує знижуватися зі збільшенням коефіцієнта потужності. У точці коефіцієнта компенсаційного надлишку LCOE системи не досягає найнижчого значення. При подальшому збільшенні коефіцієнта пропускної здатності до точки коефіцієнта активного надлишку LCOE системи досягає найнижчого значення, і LCOE збільшиться після подальшого збільшення коефіцієнта пропускної здатності. Отже, активна точка перевищення є оптимальним коефіцієнтом пропускної здатності системи.

LOCE/ Діаграма співвідношення потужностей

Для інверторів, як досягти мінімального LCOE системи, потрібна достатня здатність розподілу на стороні постійного струму, щоб досягти, для різних регіонів, особливо для областей з поганими умовами опромінення, потрібна більш висока схема активного загального розподілу, щоб збільшити номінальний вихідний час інвертора та максимізувати зниження LCOE системи.

04 Висновки та пропозиції
Таким чином, схеми компенсаційного розподілу та активного розподілу є ефективними засобами для підвищення ефективності фотоелектричних систем, але кожна з них має власну спрямованість. Перевищення компенсації головним чином зосереджується на компенсації системних втрат, тоді як активне перевищення приділяє більше уваги пошуку балансу між збільшенням вхідних ресурсів і підвищенням доходу. Тому в реальному проекті рекомендується комплексно вибрати відповідну схему конфігурації коефіцієнта потужності відповідно до вимог проекту.