Mit der wachsenden globalen Nachfrage nach erneuerbarer Energie hat sich die Photovoltaik-Stromerzeugungstechnologie rasant entwickelt. Als Kernträger der Photovoltaik-Stromerzeugungstechnologie wirkt sich die rationale Konstruktion von Photovoltaikkraftwerken direkt auf die Stromerzeugungseffizienz, die Betriebsstabilität und die wirtschaftlichen Vorteile des Kraftwerks aus. Unter ihnen hat das Kapazitätsverhältnis als Schlüsselparameter bei der Konstruktion von Photovoltaikkraftwerken einen wichtigen Einfluss auf die Gesamtleistung des Kraftwerks. Der Zweck dieses Dokuments besteht darin, zu diskutieren, wie das Kapazitätsverhältnis von Photovoltaikkraftwerken rational konstruiert werden kann, um die Stromerzeugungseffizienz und -wirtschaftlichkeit zu verbessern.

01 Übersicht über das Leistungsverhältnis von Photovoltaikanlagen
Das Kapazitätsverhältnis einer Photovoltaikanlage bezieht sich auf das Verhältnis der installierten Leistung der Photovoltaikmodule zur Leistung der Wechselrichteranlage.
Aufgrund der Instabilität der Photovoltaikstromerzeugung und der Tatsache, dass sie stark von der Umgebung beeinflusst wird, führt das Kapazitätsverhältnis von Photovoltaikstationen einfach entsprechend der installierten Kapazität der Photovoltaikmodule bei einer Konfiguration von 1:1 zu einer Verschwendung der Kapazität des Photovoltaikwechselrichters. Daher sollte die Effizienz der Stromerzeugung durch Photovoltaiksysteme unter der Voraussetzung eines stabilen Betriebs des Photovoltaiksystems verbessert werden. Das optimale Kapazitätsverhältnis sollte größer als 1:1 sein. Ein rationales Kapazitätsverhältnisdesign kann nicht nur die Leistungsabgabe maximieren, sondern auch an unterschiedliche Lichtverhältnisse anpassen und einige Systemverluste bewältigen.

02 Haupteinflussfaktoren des Volumenverhältnisses
Ein angemessenes Kapazitätsverhältnisdesign muss entsprechend der spezifischen Projektsituation umfassend berücksichtigt werden. Zu den Faktoren, die das Kapazitätsverhältnis beeinflussen, gehören Komponentendämpfung, Systemverlust, Bestrahlungsstärke, Komponenteninstallationswinkel usw. Die spezifische Analyse ist wie folgt.

1. Komponentendämpfung
Bei normalem Alterungsverfall beträgt die Dämpfung des aktuellen Bauteils im ersten Jahr etwa 1 %, die Dämpfung des Bauteils nach dem zweiten Jahr zeigt eine lineare Veränderung und die Dämpfungsrate nach 30 Jahren beträgt etwa 13 %, d. h. die jährliche Erzeugungskapazität des Bauteils nimmt ab und die Nennleistung kann nicht kontinuierlich aufrechterhalten werden. Daher muss bei der Auslegung des Photovoltaik-Kapazitätsverhältnisses die Dämpfung des Bauteils während der gesamten Lebensdauer des Kraftwerks berücksichtigt werden. Um die Stromerzeugung der abgestimmten Komponenten zu maximieren und die Systemleistung zu verbessern.

30-jährige lineare Leistungsdämpfungskurve von Photovoltaikmodulen

2. Systemverlust
In der Photovoltaikanlage gibt es zwischen dem Photovoltaikmodul und dem Wechselrichterausgang verschiedene Verluste, darunter Serien- und Parallelschaltung der Module, Staubverluste durch Blöcke, Gleichstromkabelverluste, Verluste des Photovoltaik-Wechselrichters usw. Der Verlust jeder Verbindung wirkt sich auf die tatsächliche Ausgangsleistung des Wechselrichters des Photovoltaikkraftwerks aus.

PVsyst PV-Kraftwerk-Simulationsbericht

Wie in der Abbildung gezeigt, können die tatsächliche Konfiguration und der Okklusionsverlust des Projekts von PVsyst in der Projektanwendung simuliert werden. Unter normalen Umständen beträgt der Gleichstromverlust des Photovoltaiksystems etwa 7–12 %, der Wechselrichterverlust etwa 1–2 % und der Gesamtverlust etwa 8–13 %. Daher gibt es eine Verlustabweichung zwischen der installierten Kapazität der Photovoltaikmodule und den tatsächlichen Stromerzeugungsdaten. Wenn die Installationskapazität der Komponente gemäß dem Kapazitätsverhältnis 1:1 des Photovoltaik-Wechselrichters ausgewählt wird, beträgt die tatsächliche maximale Ausgangskapazität des Wechselrichters nur etwa 90 % der Nennkapazität des Wechselrichters. Selbst bei bestem Licht wird der Wechselrichter nicht vollständig ausgelastet, was die Auslastung des Wechselrichters und des Systems verringert.

3. Die Bestrahlungsstärke variiert in verschiedenen Regionen
Die Komponente kann die Nennleistung nur unter STC-Betriebsbedingungen erreichen (STC-Betriebsbedingungen: Die Lichtintensität beträgt 1000 W/m², die Batterietemperatur beträgt 25 °C und die Luftqualität beträgt 1.5). Wenn die Betriebsbedingungen die STC-Bedingungen nicht erfüllen, ist die Ausgangsleistung des Photovoltaikmoduls zwangsläufig geringer als seine Nennleistung und die zeitliche Verteilung der Lichtressourcen innerhalb eines Tages kann die STC-Bedingungen nicht vollständig erfüllen, hauptsächlich weil der Unterschied zwischen der frühen, mittleren und späten Bestrahlungsstärke und der Temperatur groß ist. Gleichzeitig haben die Bestrahlungsstärke und die Umgebung verschiedener Regionen unterschiedliche Auswirkungen auf die Stromerzeugung der Photovoltaikmodule. Daher müssen bei der Erstprojektierung die lokalen Lichtressourcendaten der jeweiligen Region verstanden und eine Datenberechnung durchgeführt werden.

Gemäß den Klassifizierungsstandards des Wind- und Solarenergie-Bewertungszentrums des Nationalen Wetterdienstes können die spezifischen Daten der Bestrahlungsstärke in verschiedenen Regionen abgerufen werden, und die gesamte jährliche Sonneneinstrahlung wird in vier Klassen unterteilt:

Klassifizierung der gesamten Sonnenstrahlung jährliche Bestrahlungsstärke

Daher gibt es selbst im gleichen Ressourcengebiet große Unterschiede in der Strahlungsmenge im Jahresverlauf. Dies bedeutet, dass die gleiche Systemkonfiguration, d. h. das gleiche Kapazitätsverhältnis bei der Stromerzeugung, nicht gleich ist. Um die gleiche Stromerzeugung zu erreichen, kann dies durch Ändern des Volumenverhältnisses erreicht werden.

4. Winkel der Komponenteninstallation
In einem Projekt für nutzerseitige Photovoltaikkraftwerke gibt es unterschiedliche Dachtypen. Je nach Dachtyp sind unterschiedliche Konstruktionswinkel der Komponenten erforderlich, und die von den entsprechenden Komponenten empfangene Strahlungsstärke ist ebenfalls unterschiedlich. In einem Industrie- und Gewerbeprojekt in der Provinz Zhejiang gibt es beispielsweise Dächer aus farbigen Stahlziegeln und Betondächer. Die Konstruktionsneigungswinkel betragen 3° bzw. 18°. Die Bestrahlungsdaten der von PV für unterschiedliche Neigungswinkel simulierten geneigten Ebene sind in der folgenden Abbildung dargestellt. Es ist ersichtlich, dass die von den in unterschiedlichen Winkeln installierten Komponenten empfangene Strahlungsstärke unterschiedlich ist. Wenn das verteilte Dach überwiegend aus Ziegeln besteht, ist die abgegebene Energie der Komponenten mit gleicher Kapazität geringer als die der Komponenten mit einem bestimmten Neigungswinkel.

3° Neigungswinkel Gesamtstrahlung

18° Neigungswinkel Gesamtstrahlung

03 Ideen zur Gestaltung des Kapazitätsverhältnisses
Gemäß der obigen Analyse dient die Gestaltung des Kapazitätsverhältnisses hauptsächlich dazu, den Gesamtnutzen des Kraftwerks durch Anpassung der Gleichstrom-Zugriffskapazität des Wechselrichters zu verbessern. Derzeit werden die Konfigurationsmethoden des Kapazitätsverhältnisses hauptsächlich in kompensatorische Überanpassung und aktive Überanpassung unterteilt.

1. Kompensation für Overmatching
Kompensatorische Überanpassung bedeutet, dass der Wechselrichter durch Anpassen des Lautstärkeverhältnisses die volle Lastleistung erreichen kann, wenn das Licht am besten ist. Diese Methode berücksichtigt nur den Teilverlust im Photovoltaiksystem. Durch Erhöhen der Kapazität der Komponente (wie in der Abbildung unten gezeigt) kann der Energieverlust des Systems im Übertragungsprozess ausgeglichen werden, sodass der Wechselrichter bei der tatsächlichen Nutzung die volle Lastleistung erzielt und es zu keinem Clipping-Verlust kommt.

Kompensations-Overmatch-Diagramm

2. Aktives Overmatching
Aktives Overmatching bedeutet, die Kapazität von Photovoltaikmodulen auf der Grundlage von Overmatching-Kompensationen weiter zu erhöhen (siehe Abbildung unten). Diese Methode berücksichtigt nicht nur die Systemverluste, sondern auch umfassend die Investitionskosten und -erträge und andere Faktoren. Ziel ist es, die durchschnittlichen Stromkosten (LCOE) des Systems zu minimieren, indem die volle Betriebszeit des Wechselrichters aktiv verlängert wird, um ein Gleichgewicht zwischen den erhöhten Komponentenkosten und den Stromerzeugungserträgen des Systems zu finden. Selbst bei schlechten Lichtverhältnissen arbeitet der Wechselrichter unter Volllast, wodurch die Volllastbetriebszeit verlängert wird. Die tatsächliche Stromerzeugungskurve des Systems weist jedoch das Phänomen des „Peak Clipping“ auf, wie in der Abbildung gezeigt, und einige Zeiträume befinden sich im Betriebszustand mit begrenzter Erzeugung. Bei einem geeigneten Kapazitätsverhältnis sind die LCOE des Systems jedoch insgesamt am niedrigsten, d. h. der Nutzen wird erhöht.

Aktives Overmatching-Diagramm

Wie in der folgenden Abbildung dargestellt, sinken die LCOE mit zunehmender Kapazitätsquote weiter. Am Punkt des kompensatorischen Überschussverhältnisses erreichen die LCOE des Systems nicht den niedrigsten Wert. Wenn die Kapazitätsquote weiter bis zum Punkt des aktiven Überschussverhältnisses erhöht wird, erreichen die LCOE des Systems den niedrigsten Wert und die LCOE steigen, nachdem die Kapazitätsquote weiter erhöht wurde. Daher ist der Punkt der aktiven Überanpassung die optimale Kapazitätsquote des Systems.

LOCE/Kapazitätsverhältnisdiagramm

Um die Mindeststromkosten des Systems zu erreichen, ist bei Wechselrichtern eine ausreichende Überallokationsfähigkeit auf der Gleichstromseite erforderlich. Für verschiedene Regionen, insbesondere für Gebiete mit schlechten Einstrahlungsbedingungen, ist ein stärkeres aktives Überallokationsschema erforderlich, um die Nennausgangsdauer des Wechselrichters zu verlängern und die Reduzierung der Stromkosten des Systems zu maximieren.

04 Schlussfolgerungen und Vorschläge
Zusammenfassend lässt sich sagen, dass kompensatorische Überallokation und aktive Überallokation wirksame Mittel zur Verbesserung der Effizienz von Photovoltaiksystemen sind, aber jede dieser Methoden hat ihren eigenen Schwerpunkt. Bei der kompensatorischen Überallokation liegt der Schwerpunkt hauptsächlich auf der Kompensation von Systemverlusten, während bei der aktiven Überallokation mehr Wert darauf gelegt wird, ein Gleichgewicht zwischen steigendem Input und verbesserten Erträgen zu finden. Daher wird empfohlen, im tatsächlichen Projekt das geeignete Kapazitätsverhältnis-Konfigurationsschema entsprechend den Projektanforderungen umfassend auszuwählen.