Comment concevoir raisonnablement le ratio de capacité des stations photovoltaïques
Avec la demande mondiale croissante d’énergies renouvelables, la technologie de production d’énergie photovoltaïque s’est rapidement développée. En tant que principal vecteur de la technologie de production d'énergie photovoltaïque, la rationalité de la conception de la centrale photovoltaïque affecte directement l'efficacité de la production d'électricité, la stabilité de fonctionnement et les avantages économiques de la centrale. Parmi eux, le rapport de capacité, en tant que paramètre clé dans la conception d’une centrale photovoltaïque, a un impact important sur les performances globales de la centrale. Le but de cet article est de discuter de la manière de concevoir rationnellement le rapport de capacité d’une centrale photovoltaïque pour améliorer l’efficacité et l’économie de la production d’électricité.
01 Aperçu du ratio de capacité des stations photovoltaïques
Le rapport de capacité d'une station photovoltaïque fait référence au rapport entre la capacité installée des modules photovoltaïques et la capacité de l'équipement onduleur.
En raison de l'instabilité de la production d'énergie photovoltaïque et de la raison pour laquelle elle est fortement affectée par l'environnement, le rapport de capacité des stations photovoltaïques simplement en fonction de la capacité installée des modules photovoltaïques en configuration 1:1 entraînera un gaspillage de capacité de l'onduleur photovoltaïque, de sorte que le système photovoltaïque l'efficacité de la production d'électricité est améliorée dans le cadre d'un fonctionnement stable du système photovoltaïque, la conception du rapport de capacité optimal doit être supérieure à 1:1. La conception rationnelle du rapport de capacité peut non seulement maximiser la puissance de sortie, mais également s'adapter aux différentes conditions d'éclairage et faire face à certaines pertes du système.
02 Principaux facteurs d'influence du rapport de volume
La conception d'un rapport de capacité raisonnable doit être envisagée de manière globale en fonction de la situation spécifique du projet. Les facteurs affectant le rapport de capacité comprennent l'atténuation des composants, la perte du système, l'irradiance, l'angle d'installation des composants, etc. L'analyse spécifique est la suivante.
1. Atténuation des composants
Dans le cas d'un vieillissement normal, l'atténuation de la composante actuelle au cours de la première année est d'environ 1 %, l'atténuation de la composante après la deuxième année montrera un changement linéaire et le taux d'atténuation sur 30 ans est d'environ 13 %, c'est-à-dire que la capacité de production annuelle du composant diminue et que la puissance nominale ne peut pas être maintenue en permanence, la conception du rapport de capacité photovoltaïque doit donc prendre en compte l'atténuation du composant pendant tout le cycle de vie de la centrale électrique. . Maximiser la production d’énergie des composants adaptés et améliorer l’efficacité du système.
Courbe d'atténuation de puissance linéaire sur 30 ans des modules photovoltaïques
2. Perte du système
Dans le système photovoltaïque, il existe diverses pertes entre le module photovoltaïque et la sortie de l'onduleur, y compris la série de modules et la perte de poussière en parallèle et en bloc, la perte du câble CC, la perte de l'onduleur photovoltaïque, etc., la perte de chaque liaison affectera la sortie réelle puissance de l'onduleur de la centrale photovoltaïque.
Rapport de simulation de centrale photovoltaïque PVsyst
Comme le montre la figure, la configuration réelle et la perte d'occlusion du projet peuvent être simulées par PVsyst dans l'application du projet ; Dans des circonstances normales, la perte CC du système photovoltaïque est d'environ 7 à 12 %, la perte de l'onduleur est d'environ 1 à 2 % et la perte totale est d'environ 8 à 13 %. Il existe donc un écart de perte entre la capacité installée des modules photovoltaïques et les données réelles de production d’électricité. Si la capacité d'installation du composant est sélectionnée en fonction du rapport de capacité 1:1 de l'onduleur photovoltaïque, la capacité maximale de sortie réelle de l'onduleur n'est qu'environ 90 % de la capacité nominale de l'onduleur, même lorsque la lumière est la meilleure. l'onduleur n'est pas complètement chargé, ce qui réduit l'utilisation de l'onduleur et du système.
3. L'irradiation varie selon les régions
Le composant ne peut atteindre la puissance nominale que dans les conditions de fonctionnement STC (conditions de fonctionnement STC : l'intensité lumineuse est de 1000 25 W/m², la température de la batterie est de 1.5 °C et la qualité atmosphérique est de XNUMX), si les conditions de travail n'atteignent pas les Conditions STC, la puissance de sortie du module photovoltaïque est inévitablement inférieure à sa puissance nominale, et la répartition temporelle des ressources lumineuses au cours d'une journée ne peut pas toutes répondre aux conditions STC, principalement en raison de la différence entre l'irradiation et la température précoces, moyennes et tardives. est large; Dans le même temps, l'irradiation et l'environnement des différentes régions ont des effets différents sur la production d'énergie des modules photovoltaïques, le projet initial doit donc comprendre les données locales sur les ressources lumineuses en fonction de la région spécifique et effectuer le calcul des données.
Selon les normes de classification du Centre d'évaluation de l'énergie éolienne et solaire du Service météorologique national, les données spécifiques d'irradiation dans différentes régions peuvent être apprises, et l'irradiation solaire annuelle totale est divisée en quatre niveaux :
Classification de l'irradiation solaire totale annuelle
Par conséquent, même dans une même zone de ressources, il existe de grandes différences dans la quantité de rayonnement tout au long de l'année. Cela signifie que la même configuration du système, c'est-à-dire le même rapport de capacité pour la production d'électricité, n'est pas le même. Afin d’obtenir la même production d’énergie, cela peut être réalisé en modifiant le rapport volumique.
4. Angle d'installation des composants
Il y aura différents types de toit dans le même projet pour la centrale photovoltaïque côté utilisateur, et différents angles de conception des composants seront impliqués en fonction des différents types de toit, et l'irradiance reçue par les composants correspondants sera également différente. Par exemple, il existe des toits en tuiles d'acier colorées et des toits en béton dans un projet industriel et commercial dans la province du Zhejiang, et les angles d'inclinaison de conception sont respectivement de 3° et 18°. Les données d'irradiation d'un plan incliné simulées par PV pour différents angles d'inclinaison sont présentées dans la figure ci-dessous. On peut voir que l’irradiance reçue par les composants installés sous différents angles est différente. Si le toit distribué est principalement constitué de tuiles, l'énergie de sortie des composants ayant la même capacité est inférieure à celle de ceux ayant un certain angle d'inclinaison.
Angle d'inclinaison de 3° Rayonnement total
Angle d'inclinaison de 18° Rayonnement total
03 Idées de conception de rapport de capacité
Selon l'analyse ci-dessus, la conception du rapport de capacité vise principalement à améliorer le bénéfice global de la centrale électrique en ajustant la capacité d'accès CC de l'onduleur. À l'heure actuelle, les méthodes de configuration du rapport de capacité sont principalement divisées en suradaptation compensatoire et suradaptation active.
1. Compenser le dépassement
La suradaptation compensatoire signifie qu'en ajustant le rapport de volume, l'onduleur peut atteindre une sortie à pleine charge lorsque la lumière est la meilleure. Cette méthode ne prend en compte que la perte partielle dans le système photovoltaïque, en augmentant la capacité du composant (comme le montre la figure ci-dessous), peut compenser la perte d'énergie du système dans le processus de transmission, de sorte que l'onduleur dans l'utilisation réelle de l'effet de sortie à pleine charge et aucune perte d'écrêtage.
Diagramme de dépassement de rémunération
2. Surmatching actif
La suradaptation active consiste à continuer d'augmenter la capacité des modules photovoltaïques sur la base d'une suradaptation de compensation (comme le montre la figure ci-dessous). Cette méthode prend non seulement en compte la perte du système, mais prend également en compte de manière globale le coût et les revenus d'investissement ainsi que d'autres facteurs. L'objectif est de minimiser le coût moyen de l'énergie (LCOE) du système en prolongeant activement la durée de fonctionnement complète de l'onduleur, en trouvant un équilibre entre l'augmentation du coût des composants et les revenus de production d'électricité du système. Même en cas de mauvais éclairage, l'onduleur fonctionne également à pleine charge, prolongeant ainsi le temps de travail à pleine charge ; Cependant, la courbe de production d'énergie réelle du système fera apparaître le phénomène d'« écrêtage de pointe », comme le montre la figure, et certaines périodes sont en état de fonctionnement de production limitée. Cependant, avec le ratio de capacité approprié, le LCOE du système dans son ensemble est le plus bas, c'est-à-dire que le bénéfice est augmenté.
Diagramme de suradaptation actif
Comme le montre la figure ci-dessous, le LCOE continue de diminuer avec l'augmentation du ratio de capacité. Au point de dépassement compensatoire, le LCOE du système n’atteint pas la valeur la plus basse. Lorsque le rapport de capacité est encore augmenté jusqu'au point de rapport d'excès actif, le LCOE du système atteint la valeur la plus basse, et le LCOE augmentera après que le rapport de capacité ait encore augmenté. Par conséquent, le point de suradaptation actif est le rapport de capacité optimal du système.
Diagramme du rapport LOCE/capacité
Pour les onduleurs, comment atteindre le LCOE minimum du système nécessite une capacité de surallocation côté CC suffisante pour atteindre, pour différentes régions, en particulier pour les zones avec de mauvaises conditions d'irradiation, un schéma de surallocation active plus élevé est nécessaire pour prolonger le temps de sortie nominal de l'onduleur et maximiser la réduction du LCOE du système.
04 Conclusions et suggestions
En résumé, les systèmes de surallocation compensatoire et de surallocation active sont des moyens efficaces pour améliorer l’efficacité des systèmes photovoltaïques, mais chacun a son propre objectif. La compensation excessive se concentre principalement sur la compensation des pertes du système, tandis que la compensation active accorde davantage d'attention à la recherche d'un équilibre entre l'augmentation des intrants et l'amélioration des revenus. Par conséquent, dans le projet réel, il est recommandé de sélectionner de manière exhaustive le schéma de configuration du rapport de capacité approprié en fonction des exigences du projet.
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