วิธีการออกแบบอัตราส่วนความจุของสถานีพลังงานแสงอาทิตย์อย่างเหมาะสม

ด้วยความต้องการพลังงานหมุนเวียนที่เพิ่มขึ้นทั่วโลก เทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ได้พัฒนาอย่างรวดเร็ว โดยที่สถานีผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ซึ่งเป็นแกนหลักของเทคโนโลยีนี้ การออกแบบที่เหมาะสมของสถานีพลังงานแสงอาทิตย์ส่งผลกระทบโดยตรงต่อประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า ความเสถียรในการดำเนินงาน และผลประโยชน์ทางเศรษฐกิจของสถานี ซึ่งอัตราส่วนความจุในฐานะพารามิเตอร์สำคัญในการออกแบบสถานีพลังงานแสงอาทิตย์ มีบทบาทสำคัญต่อสมรรถนะโดยรวมของสถานี วัตถุประสงค์ของบทความนี้คือการหารือเกี่ยวกับวิธีการออกแบบอัตราส่วนความจุของสถานีพลังงานแสงอาทิตย์ให้เหมาะสม เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพและความคุ้มค่าของการผลิตไฟฟ้า

01 ภาพรวมของอัตราส่วนความจุสถานีพลังงานแสงอาทิตย์
อัตราส่วนความจุของสถานีพลังงานแสงอาทิตย์หมายถึงอัตราส่วนของความจุที่ติดตั้งของโมดูลพลังงานแสงอาทิตย์ต่อความจุของอินเวอร์เตอร์
เนื่องจากพลังงานแสงอาทิตย์มีความไม่เสถียรและได้รับผลกระทบอย่างมากจากสภาพแวดล้อม การออกแบบอัตราส่วนความจุของสถานีพลังงานแสงอาทิตย์ตามความจุที่ติดตั้งของโมดูลพลังงานแสงอาทิตย์ในอัตรา 1:1 จะทำให้เกิดการสูญเปล่าของความจุอินเวอร์เตอร์ พลังงานแสงอาทิตย์ ดังนั้น เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าของระบบพลังงานแสงอาทิตย์ภายใต้เงื่อนไขของการทำงานที่เสถียร อัตราส่วนความจุที่เหมาะสมควรมากกว่า 1:1 การออกแบบอัตราส่วนความจุที่เหมาะสมสามารถไม่เพียงแต่เพิ่มกำลังผลิตสูงสุด แต่ยังสามารถปรับตัวให้เข้ากับสภาพแสงที่แตกต่างกันและรับมือกับการสูญเสียของระบบบางส่วนได้อีกด้วย

02 ปัจจัยหลักที่ส่งผลต่ออัตราส่วนความจุ
การออกแบบอัตราส่วนความจุที่เหมาะสมต้องพิจารณาอย่างรอบคอบตามสถานการณ์ของโครงการเฉพาะ ปัจจัยที่มีผลต่ออัตราส่วนความจุรวมถึงการเสื่อมสภาพของชิ้นส่วน การสูญเสียของระบบ การแผ่รังสี มุมการติดตั้งของชิ้นส่วน เป็นต้น การวิเคราะห์เฉพาะดังนี้

1. การเสื่อมสภาพของชิ้นส่วน
ในกรณีของการเสื่อมสภาพตามปกติจากการเสื่อมสภาพตามอายุ การเสื่อมสภาพของชิ้นส่วนในปีแรกประมาณ 1% และหลังจากปีที่สองจะแสดงการเปลี่ยนแปลงเชิงเส้น อัตราการเสื่อมสภาพในระยะเวลา 30 ปีประมาณ 13% ซึ่งหมายความว่ากำลังการผลิตประจำปีของชิ้นส่วนลดลงและไม่สามารถคงพลังงานเอาต์พุตตามที่กำหนดไว้ได้อย่างต่อเนื่อง ดังนั้นการออกแบบอัตราส่วนความจุของแสงอาทิตย์จำเป็นต้องพิจารณาการเสื่อมสภาพของชิ้นส่วนตลอดอายุการใช้งานของโรงไฟฟ้า เพื่อให้เกิดกำลังการผลิตสูงสุดของชิ้นส่วนที่เหมาะสมและเพิ่มประสิทธิภาพของระบบ

เส้นโค้งการเสื่อมสภาพเชิงเส้นของโมดูลแสงอาทิตย์ในระยะเวลา 30 ปี

2. การสูญเสียของระบบ
ในระบบโฟโตโวลเทอิก มีความสูญเสียหลากหลายระหว่างโมดูลโฟโตโวลเทอิกและเอาต์พุตของอินเวอร์เตอร์ รวมถึงความสูญเสียจากโมดูลที่เชื่อมต่อแบบซีรีส์และพาราลเลล ความสูญเสียจากฝุ่นบนแผง ความสูญเสียจากเคเบิล DC ความสูญเสียจากอินเวอร์เตอร์โฟโตโวลเทอิก เป็นต้น ความสูญเสียในแต่ละขั้นตอนจะมีผลต่อพลังงานเอาต์พุตจริงของอินเวอร์เตอร์ในโรงไฟฟ้าโฟโตโวลเทอิก

รายงานการจำลองโรงไฟฟ้าโฟโตโวลเทอิก PVsyst

ตามที่แสดงในรูป ค่าการกำหนดค่าจริงและการสูญเสียจากการบดบังของโครงการสามารถจำลองได้โดยใช้ PVsyst ในแอปพลิเคชันโครงการ; โดยปกติแล้ว การสูญเสีย DC ของระบบพลังงานแสงอาทิตย์จะอยู่ที่ประมาณ 7-12% การสูญเสียของอินเวอร์เตอร์อยู่ที่ประมาณ 1-2% และการสูญเสียรวมอยู่ที่ประมาณ 8-13% ดังนั้นจึงมีความเบี่ยงเบนของการสูญเสียระหว่างกำลังการติดตั้งของโมดูลพลังงานแสงอาทิตย์กับข้อมูลการผลิตไฟฟ้าจริง หากเลือกกำลังการติดตั้งของโมดูลตามอัตราส่วนกำลัง 1:1 ของอินเวอร์เตอร์พลังงานแสงอาทิตย์ กำลังสูงสุดที่แท้จริงของอินเวอร์เตอร์จะอยู่ที่ประมาณ 90% ของกำลังเรตติ้งของอินเวอร์เตอร์ แม้ในขณะที่แสงสว่างที่สุด อินเวอร์เตอร์ก็ไม่ได้ทำงานเต็มกำลัง ส่งผลให้การใช้งานอินเวอร์เตอร์และระบบลดลง

3. ความเข้มของรังสีแสงอาทิตย์แตกต่างกันไปในแต่ละภูมิภาค
ส่วนประกอบสามารถให้กำลังไฟฟ้าตามที่กำหนดได้เฉพาะภายใต้เงื่อนไขการทำงาน STC (เงื่อนไขการทำงาน STC: ความเข้มของแสงคือ 1000W/ม² อุณหภูมิของแบตเตอรี่คือ 25°C และคุณภาพของบรรยากาศคือ 1.5) หากเงื่อนไขการทำงานไม่ถึงเงื่อนไข STC กำลังไฟฟ้าที่ออกมาจากโมดูลพลังงานแสงอาทิตย์จะน้อยกว่ากำลังไฟฟ้าที่กำหนดอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้ และการกระจายเวลาของทรัพยากรแสงในหนึ่งวันไม่สามารถตอบสนองเงื่อนไข STC ได้ทั้งหมด เนื่องจากความแตกต่างของความเข้มของแสงและความร้อนในช่วงเช้า เที่ยง และเย็น; นอกจากนี้ ความเข้มของแสงและสภาพแวดล้อมในแต่ละภูมิภาคยังมีผลกระทบต่อการผลิตไฟฟ้าของโมดูลพลังงานแสงอาทิตย์แตกต่างกันไป ดังนั้นในขั้นตอนเริ่มต้นของโครงการจำเป็นต้องศึกษาข้อมูลทรัพยากรแสงในท้องถิ่นตามภูมิภาคที่เฉพาะเจาะจง และทำการคำนวณข้อมูล

ตามมาตรฐานการจัดหมวดหมู่ของศูนย์ประเมินพลังงานลมและแสงอาทิตย์ของกรมอุตุนิยมวิทยาแห่งชาติ สามารถทราบข้อมูลเฉพาะเกี่ยวกับความเข้มของรังสีในภูมิภาคต่างๆ ได้ และการฉายรังสีพลังงานแสงอาทิตย์ทั้งปีจะถูกแบ่งออกเป็น 4 ระดับ:

การจัดหมวดหมู่การฉายรังสีพลังงานแสงอาทิตย์ทั้งปี

ดังนั้น แม้จะอยู่ในพื้นที่ทรัพยากรเดียวกัน ก็ยังมีความแตกต่างกันอย่างมากในปริมาณการฉายรังสีตลอดทั้งปี หมายความว่าระบบการติดตั้งเดียวกัน คือ อัตราส่วนความจุภายใต้การผลิตไฟฟ้าจะไม่เท่ากัน เพื่อให้ได้การผลิตไฟฟ้าเท่ากัน สามารถทำได้โดยการเปลี่ยนแปลงอัตราส่วนปริมาณ

มุมการติดตั้งแผงเซลล์แสงอาทิตย์
จะมีประเภทหลังคาที่แตกต่างกันในโครงการเดียวกันสำหรับสถานีพลังงานแสงอาทิตย์ด้านผู้ใช้ และจะเกี่ยวข้องกับมุมการออกแบบแผงที่แตกต่างกันตามประเภทของหลังคา และปริมาณการส่องสว่างที่รับได้จากแผงเหล่านั้นก็จะแตกต่างกันเช่นกัน ตัวอย่างเช่น ในโครงการอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ในมณฑลเจ้อเจียง มีหลังคาแบบแผ่นเหล็กเคลือบสีและหลังคาคอนกรีต โดยมีมุมเอียงในการออกแบบคือ 3° และ 18° ตามลำดับ ข้อมูลการส่องสว่างบนพื้นเอียงที่จำลองโดย PV สำหรับมุมเอียงที่แตกต่างกันแสดงอยู่ในแผนภาพด้านล่าง สามารถเห็นได้ว่าปริมาณการส่องสว่างที่รับได้จากแผงที่ติดตั้งในมุมที่แตกต่างกันนั้นแตกต่างกัน หากหลังคากระจายเป็นส่วนใหญ่เป็นกระเบื้อง พลังงานผลิตของแผงที่มีความจุเท่ากันจะต่ำกว่าแผงที่มีมุมเอียงเฉพาะ

ปริมาณการแผ่รังสีรวมที่มุมเอียง 3°

ปริมาณการแผ่รังสีรวมที่มุมเอียง 18°

แนวคิดการออกแบบอัตราส่วนความจุ 03
ตามการวิเคราะห์ข้างต้น การออกแบบอัตราส่วนความจุนั้นมีจุดประสงค์เพื่อเพิ่มผลประโยชน์โดยรวมของสถานีไฟฟ้า โดยการปรับความจุการเชื่อมต่อ DC ของอินเวอร์เตอร์ ในปัจจุบัน วิธีการกำหนดอัตราส่วนความจุสามารถแบ่งออกได้เป็นการโอเวอร์แมทช์แบบชดเชยและแบบแอคทีฟโอเวอร์แมทช์

1. ชดเชยการโอเวอร์แมทช์
การโอเวอร์แมทช์แบบชดเชยหมายถึงการปรับอัตราส่วนปริมาณ เพื่อให้อินเวอร์เตอร์สามารถทำงานที่กำลังเต็มเมื่อแสงสว่างที่สุด วิธีนี้พิจารณาเฉพาะการสูญเสียบางส่วนในระบบพลังงานแสงอาทิตย์ โดยการเพิ่มความจุของโมดูล (ดังแสดงในรูปด้านล่าง) สามารถชดเชยการสูญเสียพลังงานในกระบวนการส่งผ่าน ทำให้อินเวอร์เตอร์สามารถใช้งานจริงได้อย่างเต็มกำลัง โดยไม่มีการสูญเสียจากการตัดคลิป

แผนภาพการชดเชยโอเวอร์แมทช์

2. โอเวอร์แมทช์แบบแอคทีฟ
การจับคู่เกินแบบแอคทีฟคือการเพิ่มศักยภาพของโมดูลโฟโตโวลเทอิกอย่างต่อเนื่องบนพื้นฐานของการจับคู่เกินแบบชดเชย (ดังแสดงในรูปด้านล่าง) วิธีนี้ไม่เพียงแต่พิจารณาถึงความสูญเสียของระบบ แต่ยังพิจารณาถึงต้นทุนการลงทุนและรายได้อื่น ๆ อย่างครอบคลุม โดยมีเป้าหมายเพื่อลดต้นทุนพลังงานเฉลี่ย (LCOE) ของระบบให้ต่ำที่สุดผ่านการขยายเวลาการทำงานเต็มกำลังของอินเวอร์เตอร์อย่างแอคทีฟ หาสมดุลระหว่างต้นทุนที่เพิ่มขึ้นจากการใส่คอมโพเนนต์กับรายได้จากการผลิตไฟฟ้าของระบบ แม้ในกรณีที่แสงสว่างไม่ดี อินเวอร์เตอร์ยังคงทำงานที่กำลังเต็ม ซึ่งจะทำให้เวลาการทำงานเต็มกำลังยาวนานขึ้น อย่างไรก็ตาม เส้นโค้งการผลิตจริงของระบบจะปรากฏปรากฏการณ์ "การตัดยอด" ตามที่แสดงในรูป และบางช่วงเวลาจะอยู่ในสถานะการทำงานที่จำกัดการผลิต อย่างไรก็ตาม ในอัตราส่วนความจุที่เหมาะสม LCOE ของระบบโดยรวมจะต่ำที่สุด ซึ่งหมายความว่าผลประโยชน์จะเพิ่มขึ้น

แผนภูมิการจับคู่เกินแบบแอคทีฟ

ตามที่แสดงในรูปด้านล่าง ต้นทุน LCOE ยังคงลดลงเมื่ออัตราส่วนความจุเพิ่มขึ้น ณ จุดอัตราส่วนเกินพอดี ต้นทุน LCOE ของระบบยังไม่ถึงค่าต่ำสุด เมื่ออัตราส่วนความจุเพิ่มขึ้นไปยังจุดอัตราส่วนเกินเชิงบวก ต้นทุน LCOE ของระบบจะถึงค่าต่ำสุด และหลังจากนั้น LCOE จะเพิ่มขึ้นหากอัตราส่วนความจุเพิ่มขึ้นมากกว่านี้ อันดังนั้น จุดอัตราส่วนเกินเชิงบวกเป็นอัตราส่วนความจุที่เหมาะสมที่สุดของระบบ

แผนภูมิอัตราส่วน LOCE/ความจุ

สำหรับอินเวอร์เตอร์ การที่จะทำให้ LCOE ของระบบน้อยที่สุดจำเป็นต้องมีความสามารถในการจัดสรรด้านกระแสตรงอย่างเพียงพอ เพื่อให้บรรลุเป้าหมาย ในพื้นที่ต่าง ๆ โดยเฉพาะในพื้นที่ที่มีเงื่อนไขการแผ่รังสีแสงอาทิตย์ไม่ดี จะต้องใช้แผนการจัดสรรเกินเชิงบวกที่สูงขึ้น เพื่อขยายเวลาการทำงานที่ระดับกำลังไฟฟ้าเต็มของอินเวอร์เตอร์และลดต้นทุน LCOE ของระบบให้มากที่สุด

04 สรุปผลและข้อเสนอแนะ
สรุปได้ว่า การใช้วิธีการจัดสรรเกินแบบชดเชยและการจัดสรรเกินแบบแอคทีฟเป็นวิธีที่มีประสิทธิภาพในการเพิ่มประสิทธิภาพของระบบพลังงานแสงอาทิตย์ แต่แต่ละวิธีมีจุดเน้นที่แตกต่างกัน การจับคู่เกินแบบชดเชยจะเน้นไปที่การชดเชยความสูญเสียของระบบ ในขณะที่การจับคู่เกินแบบแอคทีฟให้ความสำคัญกับการหาสมดุลระหว่างการเพิ่มต้นทุนและรายได้มากขึ้น ดังนั้นในโครงการจริง ควรเลือกแผนการกำหนดอัตราส่วนกำลังไฟฟ้าที่เหมาะสมโดยพิจารณาจากความต้องการของโครงการอย่างรอบคอบ