Jak rozsądnie zaprojektować współczynnik pojemności elektrowni fotowoltaicznych

Wraz z rosnącym światowym popytem na energię odnawialną, technologia generowania energii fotowoltaicznej została szybko rozwinięta. Jako podstawowy nośnik technologii generowania energii fotowoltaicznej, racjonalność projektu elektrowni fotowoltaicznej直接影响 wydajność produkcji energii, stabilność działania i efektywność gospodarczą elektrowni. Wśród nich, stosunek pojemnościowy jako kluczowy parametr w projekcie elektrowni fotowoltaicznej ma istotny wpływ na ogólną wydajność elektrowni. Celem tego artykułu jest omówienie, jak racjonalnie zaprojektować stosunek pojemnościowy elektrowni fotowoltaicznej, aby poprawić wydajność produkcji energii i ekonomiczność.

01 Przegląd wskaźnika pojemności stacji fotowoltaicznej
Wskaźnik pojemności stacji fotowoltaicznej odnosi się do stosunku montowanej pojemności modułów fotowoltaicznych do pojemności equipment inverterowego.
Ze względu na niestabilność wytwórczości energii fotowoltaicznej oraz jej dużą zależność od warunków środowiskowych, proste konfigurowanie wskaźnika pojemności stacji fotowoltaicznych według stosunku 1:1 między montowanymi modułami a inwerterem spowoduje marnotrawienie pojemności inwertera fotowoltaicznego. Dlatego w celu poprawy efektywności produkcji energii w systemie fotowoltaicznym, pod warunkiem stabilnej pracy systemu, optymalny projekt wskaźnika pojemności powinien być większy niż 1:1. Rozsądny projekt wskaźnika pojemności może nie tylko maksymalizować wydajność energetyczną, ale również dostosowywać się do różnych warunków oświetleniowych i radzić sobie z niektórymi stratami systemowymi.

02 Główna czynniki wpływające na wskaźnik objętości
Projektowanie odpowiedniego współczynnika pojemnościowego wymaga pełnej analizy w kontekście konkretnej sytuacji projektowej. Czynniki wpływające na współczynnik pojemnościowy obejmują osłabienie elementów, straty systemowe, promieniowanie, kąt instalacji elementów itp. Szczegółowa analiza znajduje się poniżej.

1. Osłabienie elementów
W przypadku normalnego procesu starzenia, osłabienie elementów w pierwszym roku wynosi około 1%, a od drugiego roku osłabienie będzie zmieniać się liniowo, przy czym współczynnik osłabienia po 30 latach wynosi około 13%, co oznacza, że roczna wydajność elementów maleje i nie można utrzymać ciągłego wyjściowego mocy nominalnej. Dlatego projektowanie współczynnika pojemnościowego fotowoltaicznego musi uwzględniać osłabienie elementów w całym cyklu życia elektrowni, aby maksymalizować wydajność dopasowanych elementów i poprawić efektywność systemu.

30-letnia liniowa krzywa osłabienia mocy modułów fotowoltaicznych

2. Straty systemowe
W układzie fotowoltaicznym między modułem fotowoltaicznym a wyjściem inwertera występują różne straty, w tym strata szeregowania i równoległości modułów oraz strata spowodowana kurzą, strata przewodu DC, strata inwertera fotowoltaicznego itp., strata każdego ogniwka wpływa na rzeczywistą moc wyjściową inwertera elektrowni fotowoltaicznej.

Raport symulacji elektrowni fotowoltaicznej PVsyst

Jak pokazuje rysunek, rzeczywiste konfiguracje i strata zasłaniania projektu mogą być symulowane przez PVsyst w aplikacji projektowej; W normalnych warunkach, strata DC układu fotowoltaicznego wynosi około 7-12%, strata inwertera około 1-2%, a całkowita strata około 8-13%. Dlatego występuje odchylenie strat między zainstalowaną mocą modułów fotowoltaicznych a rzeczywistymi danymi wydajności energetycznej. Jeśli pojemność instalacji jest wybierana według proporcji 1:1 względem pojemności inwertera fotowoltaicznego, rzeczywisty maksymalny wyjściowy zakres inwertera wynosi tylko około 90% nominalnej mocy inwertera, nawet w najlepszych warunkach oświetleniowych, inwerter nie pracuje na pełną moc, co obniża wykorzystanie inwertera i całego systemu.

3. Natężenie promieniowania słonecznego różni się w różnych regionach
Komponent może osiągnąć nominalną moc wyjściową wyłącznie w warunkach pracy STC (warunki pracy STC: intensywność światła wynosi 1000W/m², temperatura baterii to 25°C, a jakość atmosferyczna wynosi 1.5). Jeśli warunki pracy nie spełniają warunków STC, nieuniknionie moc wyjściowa modułu fotowoltaicznego będzie mniejsza niż jego moc nominalna. Rozkład czasowy zasobów światła w ciągu dnia nie zawsze spełnia warunki STC, głównie ze względu na dużą różnicę w natężeniu promieniowania i temperaturze w porannych, południowych i wieczornych godzinach. W tym samym czasie, natężenie promieniowania i środowisko w różnych regionach mają różny wpływ na wydajność modułów fotowoltaicznych. Dlatego na etapie planowania projektu konieczne jest zrozumienie danych dotyczących lokalnych zasobów światła na podstawie konkretnej lokalizacji oraz przeprowadzenie obliczeń danych.

Zgodnie z normami klasyfikacyjnymi Centrum Oceny Wiatru i Energii Słonecznej Państwowego Urzędu Meteorologicznego, można poznać konkretne dane dotyczące natężenia promieniowania w różnych regionach, a całkowite roczne promieniowanie słoneczne jest podzielone na cztery klasy:

Klasyfikacja całkowitego rocznego promieniowania słonecznego

Oznacza to, że nawet w tej samej strefie zasobów występują duże różnice w ilości promieniowania przez cały rok. Oznacza to, że ta sama konfiguracja systemu, czyli ten sam stosunek pojemnościowy podczas produkcji energii, nie jest taka sama. Aby osiągnąć tę samą produkcję energii, można to zrobić poprzez zmianę stosunku objętościowego.

Kąt instalacji elementu
W ramach tego samego projektu stacji fotowoltaicznej po stronie użytkownika będą obecne różne rodzaje dachów, a w zależności od typu dachu będą występowały różne kąty nachylenia elementów konstrukcyjnych. Odpowiednio odbierana przez nie promieniowanie również będzie się różnić. Na przykład, w projekcie przemysłowym i handlowym w prowincji Zhejiang występują dachy z blachy kolorowej oraz betonowe, przy czym ich kąty nachylenia wynoszą odpowiednio 3° i 18°. Dane symulowane przez PV dotyczące promieniowania na powierzchni nachylonej dla różnych kątów nachylenia przedstawione są na poniższym rysunku. Widoczne jest, że promieniowanie otrzymywane przez moduły zainstalowane pod różnymi kątami jest inne. Jeśli dach rozproszonego systemu składa się głównie z dachówek, energia wyjściowa modułów o tej samej mocy będzie niższa niż ta z modułów o określonym kącie nachylenia.

Całkowite promieniowanie przy nachyleniu 3°

Całkowite promieniowanie przy nachyleniu 18°

03 Koncepcja projektowania stosunku pojemności
Zgodnie z powyższą analizą, projektowanie współczynnika pojemności ma na celu poprawę ogólnego efektywności elektrowni poprzez dostosowywanie zdolności dostępu prądu stałego do inwertera. Obecnie metody konfiguracji współczynnika pojemności dzielą się głównie na nadmierne dopasowanie kompensacyjne i aktywne nadmierne dopasowanie.

1. Kompensacja nadmiernego dopasowania
Nadmierne dopasowanie kompensacyjne oznacza, że poprzez dostosowanie stosunku objętościowego, inwerter może osiągnąć pełną moc wyjściową w najlepszych warunkach oświetlenia. Ta metoda uwzględnia tylko częściowe straty w systemie fotowoltaicznym, zwiększając pojemność modułu (jak pokazano na poniższym rysunku), można zrekompensować straty energetyczne w procesie transmisji, aby osiągnąć pełny efekt wyjściowej mocy inwertera w rzeczywistym użytkowaniu, bez strat odcięcia.

Schemat nadmiernego dopasowania kompensacyjnego

2. Aktywne nadmiarowe dopasowanie
Aktywne przekształcanie nadmiaru polega na kontynuowaniu zwiększania pojemności modułów fotowoltaicznych na podstawie kompensacji przekształcania nadmiaru (jak pokazano na poniższym rysunku). Ta metoda uwzględnia nie tylko straty systemowe, ale również w sposób kompleksowy analizuje koszty inwestycyjne i przychody. Celem jest zminimalizowanie średniego kosztu mocy (LCOE) systemu poprzez aktywne przedłużanie pełnego czasu pracy inwertera, znajdując równowagę między zwiększoną wartością kosztów komponentów a przychodami z wytwórstwa energii przez system. Nawet w warunkach słabego oświetlenia, inwerter pracuje w trybie pełnej obciążenia, co przedłuża czas pracy w trybie pełnej obciążenia; Jednak rzeczywisty wykres produkcji systemu będzie prezentował zjawisko "obcinania szczytów", jak pokazano na rysunku, a w niektórych okresach system działa w stanie ograniczonego wytwórstwa. Jednakże, przy odpowiednim stosunku pojemności, LCOE całego systemu jest najniższy, czyli zysk wzrasta.

Schemat aktywnego przekształcania nadmiaru

Jak pokazano na poniższym rysunku, koszt LCOE kontynuuje spadek wraz ze zwiększeniem współczynnika pojemności. W punkcie nadmiaru kompensacyjnego koszt LCOE systemu nie osiąga najniższej wartości. Gdy współczynnik pojemności jest dalej zwiększany do punktu aktywnego nadmiaru, koszt LCOE systemu osiąga najniższą wartość, a koszt LCOE wzrośnie po dalszym zwiększeniu współczynnika pojemności. Dlatego punkt aktywnego przekonfigurowania jest optymalnym współczynnikiem pojemności systemu.

Diagram LCOE / współczynnika pojemności

W przypadku inwerterów, aby spełnić minimalny koszt LCOE systemu, wymagana jest wystarczająca zdolność przekonfigurowania stroną DC, aby to osiągnąć. Dla różnych regionów, zwłaszcza dla obszarów z niesprzyjającymi warunkami nasłonecznienia, konieczne jest wyższe rozwiązanie aktywnego przekonfigurowania, aby przedłużyć czas pracy inwertera przy wydajności nominalnej i maksymalnie zmniejszyć koszt LCOE systemu.

04 Wnioski i sugestie
Podsumowując, kompensacyjne przekładanie i aktywne przekładanie są skutecznymi metodami do poprawy efektywności systemów fotowoltaicznych, ale każda ma swoje własne miejsce. Kompensacyjne przekładanie koncentruje się przede wszystkim na wyrównaniu strat systemowych, podczas gdy aktywne przekładanie bardziej zwraca uwagę na znalezienie równowagi między zwiększeniem wpłat a poprawą przychodów. Dlatego w rzeczywistym projekcie zaleca się wyboru odpowiedniego rozwiązania konfiguracji proporcji pojemnościowej zgodnie z wymaganiami projektu.