Як раціонально проектувати коефіцієнт потужності сонячних станцій

З ростом глобального вимог до відновлюваної енергії технологія фотовольтаїчної генерації розвивається швидко. Як основний носій технології фотовольтаїчної генерації, раціональність дизайну фотовольтаїчної електростанції напряму впливає на ефективність генерації електроенергії, стабільність роботи та економічну корисність станції. Серед іншого, коефіцієнт ємності, як ключовий параметр у дизайну фотовольтаїчної електростанції, має важливий вплив на загальну продуктивність станції. Метою цієї статті є обговорення того, як раціонально проектувати коефіцієнт ємності фотовольтаїчної електростанції для підвищення ефективності генерації електроенергії та економічної корисності.

01 Огляд коефіцієнта ємності фотовольтаїчної станції
Коефіцієнт ємності фотовольтаїчної станції визначається як відношення встановленої ємності фотовольтаїчних модулів до ємності інверторного обладнання.
Завдяки нестабільності соларної електрогенерації та тому, що вона сильно залежить від середовища, співвідношення міцності соларних станцій просто за критерієм 1:1 відносно встановленої міцності соларних модулів призведе до витрати потенціалу соларного інвертора. Отже, для підвищення ефективності електропродукції соларної системи за умов стабільної роботи системи, оптимальне співвідношення міцності має бути більше 1:1. Розумне проектування співвідношення міцності не тільки максимізує виведення енергії, але й дозволяє пристосуватися до різних освітлювальних умов та протистояти деяким системним втратам.

02 Основні чинники, що впливають на співвідношення об'ємів
Розумне проектування співвідношення міцності повинно бути комплексно враховано згідно з конкретною ситуацією проекту. Чинники, які впливають на співвідношення міцності, включають зниження ефективності компонентів, системні втрати, сонячну інсоляцію, кут установки компонентів тощо. Детальний аналіз наведений нижче.

1. Зниження ефективності компонентів
У випадку нормального старіння та зносу, зменшення ефективності компонента протягом першого року становить приблизно 1%, після другого року зменшення показуватиме лінійну зміну, а швидкість зносу протягом 30 років становить приблизно 13%, тобто щорічна продуктивність компонента зменшується, і номінальна потужність не може бути стабільною. Тому проектування співвідношення фотоелементів повинне враховувати знос компонента протягом всього терміну експлуатації станції. Щоб максималізувати виробництво електроенергії від відповідних компонентів та покращити ефективність системи.

лінійна крива зменшення потужності фотоелементів за 30 років

2. Системні втрати
У фотовольтаїчній системі між фотовольтаїчним модулем та вихідом інвертора є різні втрати, включаючи серійні та паралельні втрати модулів, втрати через пил, втрати DC-кабелю, втрати фотовольтаїчного інвертора тощо, втрати кожного етапу впливають на фактичну вихідну потужність інвертора фотовольтаїчної електростанції.

Звіт про симуляцію фотовольтаїчної електростанції PVsyst

Як показано на рисунку, реальна конфігурація та втрати внаслідок захисту проекту можуть бути смоделювані у програмі PVsyst під час застосування проекту; У звичайних умовах втрати DC фотореактивної системи становлять приблизно 7-12%, втрати інвертора становлять приблизно 1-2%, а загальні втрати становлять приблизно 8-13%. Тому існує розбіжність у втратах між встановленою потужністю фотоелементів та фактичними даними про виробництво електроенергії. Якщо потужність встановленого модуля вибирається за співвідношенням 1:1 до потужності фотовoltaic інвертора, то фактична максимальна вихідна потужність інвертора становить лише приблизно 90% від номінальної потужності інвертора, навіть коли світло найкраще, інвертор не завантажується повністю, що зменшує використання інвертора та системи.

3. Інтенсивність сонячного випромінювання варіюється в різних регіонах
Компонент може досягти номінальної потужності тільки при умовах роботи STC (умови роботи STC: інтенсивність світла становить 1000В/м², температура батареї 25°C, а атмосферне якість дорівнює 1.5). Якщо умови роботи не відповідають умовам STC, вихідна потужність фотovoltaïчного модуля неизменно буде меншою за його номінальну потужність. Крім того, розподіл часу світлових ресурсів протягом дня не завжди відповідає умовам STC, головним чином через великі розбіжності у радянні та температурі на початку, середині та кінці доби. При цьому радяння та середовище в різних регіонах мають різні вплив на виробництво електроенергії фотovoltaïчними модулями, тому на початковому етапі проекту необхідно зрозуміти локальні дані про світлові ресурси в залежності від конкретного регіону та провести обчислення даних.

За стандартами класифікації Вітрового та Сонячного Енергетичного Центру Національної Метеорологічної Служби, можна дізнатися конкретні дані про іррадіацію в різних регіонах, а загальна сонячна радіація на рік поділяється на чотири класи:

Класифікація загальної сонячної радіації за річним іррадіантом

Отже, навіть в одному й тому самому регіоні з ресурсами є великі відмінності у кількості радіації протягом року. Це означає, що одна й та ж конфігурація системи, тобто той самий співвідношення між потужностями, не дає однакового результату у виробництві електроенергії. Щоб досягти однакової потужності, можна змінити співвідношення об'ємів.

4. Кут встановлення компонентів
У тому самому проекті для фотоелектричної станції з боку користувача будуть різні типи дахів, і застосовуватимуться різні кути наклона елементів в залежності від типу даху, а також різне сонячне випромінення, яке отримують відповідні елементи. Наприклад, у промисловому та комерційному проекті в провінції Чжечiang є дахи з фарбованих металевих плиток та бетонних дахів, а кути наклона при проектуванні становлять 3° та 18° відповідно. Дані про сонячне випромінення, симулювані PV для різних кутів наклона нахилених поверхонь, показано на малюнку нижче. Видно, що сонячне випромінення, яке отримують елементи, встановлені під різними кутами, відрізняється. Якщо розподілений дах переважно складається з черепиці, то енерговиробництво елементів з тією самою мовою є меншим, ніж у випадку деякого кута наклона.

загальна радіація при наклоні 3°

загальна радіація при наклоні 18°

03 Ідеї проектування співвідношення міцності
За вищезазначеним аналізом, проектування співвідношення міцності головним чином спрямоване на підвищення загального ефективного дійства електростанції шляхом регулювання потужності DC-підключення інвертора. На сьогоднішній день методи конфігурації співвідношення міцності головним чином розподілені на компенсуючий перевищений збіг та активний перевищений збіг.

1. Компенсуючий перевищений збіг
Компенсуючий перевищений збіг означає, що за допомогою регулювання об'ємового співвідношення інвертор може досягти повної навантаженої виходової потужності у найкращих умовах світла. Цей метод враховує лише часткові втрати в фотовoltaїчній системі, збільшуючи потужність компонента (як показано на малюнку нижче), можна компенсувати втрати енергії в процесі передачі, щоб інвертор у реальному використанні досягав повної навантаженої виходової потужності без втрат внаслідок обрізання.

Діаграма компенсаційного перевищення

2. Активне перевищення
Активне перевищення є продовженням збільшення мощності фотонних модулів на основі компенсаційного перевищення (як показано на рисунку нижче). Цей метод враховує не тільки системні втрати, але й повністю розглядає інвестиційні витрати та дохід та інші фактори. Метою є мінімізація середньої вартості електроенергії (LCOE) системи шляхом активного продовження повної часової роботи інвертора, знаходження балансу між збільшенням витрат на компоненти та доходами від генерації енергії системою. Навіть у разі поганого освітлення, інвертор також працює з повним навантаженням, таким чином продовжуючи час повної роботи; Проте, фактична крива генерації системи може мати явище "зрізання пікових значень", як показано на рисунку, і деякі періоди знаходяться у стані обмеженої генерації. Проте, при відповідному співвідношенні мощностей, LCOE системи в цілому найнижча, тобто користь зростає.

Схема активного перевищення

Як показано на рисунку нижче, вартість LCOE продовжує знижуватися за збільшення співвідношення мощності. У точці компенсуючого надлишку співвідношення, вартість LCOE системи не досягає найнижчого значення. Коли співвідношення мощності ще більше збільшується до точки активного надлишку, вартість LCOE системи досягає найнижчого значення, і після подальшого збільшення співвідношення мощності вартість LCOE знову починає зростати. Отже, точка активного перевантаження є оптимальним співвідношенням мощності системи.

Діаграма LOCE/співвідношення мощності

Щодо інверторів, якщо потрібно задовольнити мінімальну вартість LCOE системи, потрібна достатня здатність перерозподілу з боку DC для досягнення цього. Для різних регіонів, особливо для тих, де умови випромінювання недостатні, потрібна більша активна схема перевантаження, щоб продовжити термін роботи інвертора на номінальному виході та максимально зменшити вартість LCOE системи.

04 Висновки та пропозиції
У підсумку, компенсаційні та активні схеми перевищення є ефективними засобами поліпшення ефективності фотовoltaїчних систем, але кожна має свою специфіку. Компенсаційне перевищення головним чином концентрується на компенсації втрат системи, тоді як активне перевищення більше звертає увагу на знаходження балансу між збільшенням вкладу та покращенням дохідності. Отже, у реальному проекті рекомендується комплексно вибирати відповідну конфігурацію співвідношення потужностей згідно з вимогами проекту.