Przejście do optymalizacji mocy na poziomie modułu

Wstęp

Podobnie jak człowiek wymaga indywidualnego podejścia, aby osiągnąć swą pełną wydajność w pracy, tak samo moduły fotowoltaiczne potrzebują indywidualnego śledzenia Maksymalnego Punktu Mocy każdego z nich, aby dawać z siebie maksymalnie dużo energii. Tylko gdy moduł utrzymuje określoną optymalną kombinację napięcia i prądu, będzie mógł działać tak, by uzyskiwać maksymalną wydajność. Poprzez analizę parametrów technicznych i porównanie rzeczywistych danych, w  artykule tym prezentujemy, jak można uzyskać dodatkowy uzysk energii z systemów fotowoltaicznych przy zastosowaniu optymalizacji mocy na poziomie pojedynczego modułu. Niniejszy artykuł ma na celu pokazanie, że poprzez zmianę miejsca optymalizacji w instalacji PV (przeniesienie optymalizerów z falowników do modułów) możliwe jest zwiększenie uzysku energetycznego dla instalacji o takich samych mocach znamionowych.

NIEDOPASOWANIE PRZY TRADYCYJNYCH FALOWNIKACH

Niedopasowanie występuje, gdy moduły, będące w jednym stringu, nie wykazują identycznych właściwości elektrycznych lub gdy są wystawione na różne warunki atmosferyczne. W rzeczywistości niedopasowanie jest naturalnym stanem, jaki zachodzi między poszczególnymi modułami PV od samego początku (rysunek 1). Powszechnie wiadomo, że każdy moduł zapewnia maksymalną moc (Pmpp) przy innej kombinacji prądu (Impp) i napięcia (Vmpp) (rysunek 2).

Rozkład Gaussa prądu Impp dla trzech różnych grup modułów.

Rozkład normalnyRysunek 1:
Rozkład normalny zestawiony przez Paolo Perotii, na grupie 2800 modułów zastosowanych w instalacji o mocy 815 kWp w Modenie, we Włoszech. Moduły zostały posortowane na trzy grupy na podstawie raportu z flash-testów.
Źródło: P. Perotti et. al., „Monitoring and evaluation of economic impact in the reduction of mismatching in a PV plant located in Northern Italy”, 26th EUPVSEC, 5-9/9/11, Germany

Trzy podobne modułyRysunek 2:
Trzy podobne moduły, wykazujące różne właściwości w różnych warunkach:
Linia Zielona – krzywa modułu I-V w warunkach standardowych;
Niebieska Linia – spadek prądu z module przy niższym promieniowaniu słonecznym;
Czerwona Linia – wzrost napięcia w module przy niższej temperaturze.
Tradycyjne falowniki stringowe, działając jako jednostki centralne, z definicji nie są w stanie wyodrębnić poszczególnych krzywych charakterystyki I-V dla modułów, nie mówiąc już o indywidualnym dopasowaniu napięcia i prądu dla każdego modułu. Dlatego tradycyjne falowniki śledzą maksymalny punkt mocy wspólny dla całego łańcucha modułów (rysunek 3). W takim układzie pracy, zwanym „jeden dla wszystkich”, tradycyjne falowniki oferują  znacznie niższą  średnią wydajność systemu, ponieważ słabsze moduły w stringu zaniżają wartości wyjściowe w mocniejszych modułach, znajdujących się w tym samym generatorze. Energię, traconą w wyniku tego zjawiska, zwykle nazywa się stratą wynikającą z niedopasowania modułów.
Założenie, że niedopasowania można by uniknąć poprzez tworzenie i utrzymywanie absolutnej zgodności pomiędzy modułami przez cały okres użytkowania systemu, wydaje się nierealne, biorąc pod uwagę fakt, że nawet po przeprowadzeniu pomiarów elektrycznych i posortowaniu modułów według podobnych krzywych charakterystyki I-V, pozostaje standardowe odchylenie ± 3% od nominalnej mocy modułów. Dodatkowo na niedopasowanie może mieć wpływ zasadniczo wszystko, co powoduje różnicę między poszczególnymi modułami w całym generatorze.

połączenie modułów fotowoltaicznychRysunek 3:
Rysunek przedstawia szeregowe połączenie modułów fotowoltaicznych w stringi i równoległe podłączenie kilku  stringów do falownika.
Wszystkie moduły w takich samych stringach osiągają ten sam prąd; wszystkie równoległe stringi osiągają takie samo napięcie.

JAK OPTYMALIZATORY MOCY MAKSYMALIZUJĄ ENERGIĘ

MPPT (układ śledzenia maksymalnego punktu mocy) na poziomie modułu dostosowuje prąd i napięcie do specyficznych wymagań każdego pojedynczego modułu i gwarantuje, że moduły pracują ze swoją maksymalną wydajnością, niezależnie od pozostałych modułów w stringu (rysunek 4). W przeciwieństwie do przeciętnej wartości dla modułów tworzących jeden string, MPPT na poziomie modułu oznacza sumowanie wszystkich szczytowych punktów mocy dla każdego pojedynczego modułu, co zgodnie z zasadami matematyki zawsze daje nam większe uzyski energetyczne niż łączna wartość maksymalna, wymuszona przez najsłabiej pracujący moduł w łańcuchu.

Optymalizatory mocy regulują prąd i napięcie w każdym moduleRysunek 4:
Optymalizatory mocy regulują prąd i napięcie w każdym module w celu zebrania maksymalnej mocy z każdego modułu osobno, usuwając wszelkie współzależności modułów w łańcuchu.

SZEŚĆ PRZYKŁADÓW

W tej części artykułu przeanalizowano sześć przykładowych scenariuszy, ilustrujących sześć różnych poziomów uzysków energetycznych, jakie można osiągnąć z pomocą optymalizatorów mocy.

1. CZĘŚCIOWE ZACIENIENIE – NIEDOPASOWANIE POPRZEZ RÓŻNĄ EKSPOZYCJĘ NA ŚWIATŁO
Z praktyki montażowej, lista powodów częściowego zacienienia jest bardzo długa: kominy, anteny satelitarne, kabel biegnący przy instalacji – wszystko może rzucić na moduł trochę cienia. Moduły mogą nawet rzucać cień na siebie nawzajem. Poprzez zmianę natężenia światła dla zaledwie kilku modułów, częściowe zacienienie obniża ich wydajność i wprowadza niedopasowanie do układu. Poniżej prezentujemy przykład, ile energii można odzyskać dla częściowo zacienionej 6-kilowatowej instalacji w Niemczech.
Portal do monitoringu instalacji opartych na rozwiązaniach SolarEdge pokazuje, że na ​​dwa moduły, numer 9 i 12, pada cień komina codziennie w godzinach od 08:00 do 10:00 rano (rysunek 5). W celu oszacowania wpływu zacienionych modułów 9 i 12 na produkcję energii, wykorzystano program PVsyst, oprogramowanie opracowane na Uniwersytecie w Genewie, dzięki któremu możemy zaprojektować i przeprowadzić symulację produkcji energii: przy użyciu tradycyjnego falownika uniwersalnego oraz przy użyciu falowników SolarEdge i optymalizatorów mocy z indywidualnymi układem śledzenia MPP dla każdego modułu.
Z przeprowadzonych symulacji wynika, że ​​strata w instalacji z technologią SolarEdge, wynikająca z zacienienia, jest proporcjonalna do zacienionej powierzchni (1,5%). Instalacja wyposażona w tradycyjny falownik traci 13,4% potencjalnej wydajności układu na dwóch zacienionych modułach (rysunek 6). System SolarEdge uzyskał 12,4% więcej energii tylko w pierwszym roku eksploatacji.

dwa moduły zacienione przez kominRysunek 5:
Portal monitorowania SolarEdge pokazuje dwa moduły zacienione przez komin codziennie od 08:00 do 10:00 rano. Warto również zauważyć, że niższa wydajność modułów 9 i 12 nie wpływa na inne moduły w łańcuchu.

symulacja zacienienia dachu w programie PVsystRysunek 6:
Rysunek przedstawia symulację zacienienia dachu w programie PVsyst dla 6 kW instalacji. W symulacji porównano optymalizację SolarEdge i optymalizację tradycyjnego systemu PV. Dodatkowo przedstawiono wyniki raportów dla symulowanych rozwiązań.

2. ZANIECZYSZCZENIA – NIEDOPASOWANIE POPRZEZ RÓŻNĄ EKSPOZYCJĘ NA ŚWIATŁO

Innym częstym źródłem strat, wynikających z niedopasowania w instalacjach PV, jest zabrudzenie modułów. Podobnie jak częściowe zacienienie, zanieczyszczenie powoduje zmniejszenie produktywności systemu PV. Zabrudzenia mogą być spowodowane przez opadłe liście, kurz czy ptasie odchody (rysunki 7a i 7b). Ponieważ czynniki te nigdy nie wpływają na wszystkie moduły w równym stopniu, to powstaje niedopasowanie poszczególnych modułów. W niektórych miejscach, gdzie łatwo gromadzi się pył lub brud, zmniejszenie produkcji energii jest wyraźnie zauważalne. Na rysunku 7c przedstawiono zrzut ekranu z portalu do monitoringu SolarEdge, który ilustruje różne wydajności zabrudzonych modułów w 700 kW elektrowni w Kalifornii, przed oczyszczeniem (zaznaczono różnymi odcieniami niebieskiego).

źródła zanieczyszczeń modułuźródła zanieczyszczeń modułu

Rysunek 7a i 7b:
Dwa źródła zanieczyszczeń: ptaki i piasek.

dane z portalu SolarEdgeRysunek 7c:
Niedopasowanie modułów i łańcuchów, wynikające z różnicy zabrudzenia. Natężenie niebieskiego koloru jest proporcjonalne do dziennej produkcji energii.

3. DYNAMICZNE ZMIANY – SZYBKIE ZMIANY ZACHMURZENIA, SZYBKO ZMIENIAJĄCE SIĘ OŚWIETLENIE

Nawet najbardziej oddalone obiekty, takie jak przesuwające się chmury, mogą działać jako forma przejściowego cienia. Tradycyjne falowniki mają trudności w wystarczająco szybkim wykrywaniu wahań mocy i dostosowują się do panujących, zmiennych warunków z pewnym opóźnieniem. Jak pokazano na rysunku 8 i 9, straty energii wynikające z prędkości zmienności oświetlenia  w tradycyjnych instalacjach mogą być znaczące. W takich szybko zmieniających się warunkach konieczna jest optymalizacja śledzenia maksymalnego punktu mocy MPP, aby umożliwić wystarczająco szybką reakcję układu, który ma za zadanie określanie prądu i napięcia w czasie rzeczywistym. To właśnie jest zadaniem optymalizatorów mocy. Każdy optymalizator mocy, przypisany do jednego modułu, jest w stanie szybko i odpowiednio zareagować na szybkie zmiany poziomu nasłonecznienia oraz innych zmieniających się warunków.

Sprawność MPPT w funkcji szybkości zmiany nasłonecznieniaRysunek 8:
Sprawność MPPT w funkcji szybkości zmiany nasłonecznienia.
Źródło: R. Bründlinger Austrian Institute of Technology, 4/2010

Straty energii podczas zmian pogodowychRysunek 9:
Straty energii podczas zmian pogodowych w ciągu dnia. Moc chwilowa na MPPT falownika jest silnie zależna od warunków pogodowych, co powoduje problemy z uzyskaniem optymalnego punktu pracy falownika przy zmiennym nasłonecznieniu.
Źródło: Pablo Sanchis et al., „On the Testing, Characterization, and valuation of PV Inverters and Dynamic MPPT Performance Under Real Varying Operating Conditions”, 2007

4. RÓŻNE TEMPERATURY, RÓŻNE MPP

Temperatury mogą się drastycznie różnić w różnych punktach łańcucha modułów. Dr. Claudia Buerhop wykorzystała kamerę na podczerwień, zainstalowaną w specjalnym dronie do pomiaru różnych temperatur wykazywanych przez układ PV zainstalowany w Niemczech. Wyniki pomiaru ukazują istnienie gradientu temperatury w obrębie instalacji. Różnica temperatury mierzonej między górnym i dolnym rzędem modułów wynosi aż 13°C przy zaledwie 7,8 m odległości między rzędami. Kamera pokazuje również, że gradient temperatury rzędu 3-5°C występuje nawet w ramach poszczególnych modułów. Ze względu na korelację między temperaturą otoczenia a mocą wyjściową modułu, moduły narażone na różne temperatury będą wykazywały różne krzywe mocy I-V. Scenariusze takie występują na przykład wtedy, gdy system jest zainstalowany na stoku lub w wietrzne dni, kiedy wiatr ochładza tylko pewną część modułów w łańcuchu.

mapa podczerwieni na module PVRysunek 10:
Na rysunku pokazano mapę podczerwieni na module PV. Różne moduły wykazują różne wartości Vmpp w wyniku znacznie różnych temperatur w układzie. Ponadto rysunek 10 ukazuje również Hot spot-y jako wady materiałowe w zainstalowanym module, co stanowi kolejne źródło niedopasowania.
Źródło: C. Buerhop et al., „ZAE Bayern, The role of infrared emissivity of glass on IR-imaging of PV-plants”, 26th EUPVSEC, 5-9/9/11, Germany

5. W WARUNKACH IDEALNYCH:

Przy stabilnej pogodzie oraz braku cienia, zabrudzeń, różnic mocy pomiędzy pojedynczymi modułami czy różnic temperatur w układzie PV, oprogramowanie PVsyst nadal zakłada, że standardowe odchylenie ±3% od nominalnej mocy jest wystarczające, aby spowodować utratę uzysku energii o około 2% (rysunek 11). Energia uzyskana z instalacji np. na dachu komercyjnego obiektu w Kalifornii, dla fabryki o średnim zużyciu energii w ilości 3650MWh miesięcznie i przy koszcie energii 0,11 USD\/kWh, przekłada się na ponad 7500 dolarów przychodu tylko w pierwszym roku eksploatacji.

symulacja instalacji dachowejRysunek 11:
PVsyst został wykorzystany do symulacji instalacji dachowej o mocy 475kW i uzyskanej energii z falownikami i optymalizatorami mocy SolarEdge oraz tradycyjnymi falownikami. Brak elementów zacieniających.

6. STARZENIE SIĘ – NIEDOPASOWANIE JAKO SKUTEK UPŁYWU CZASU

Z bardzo wielu analiz i badań wynika, że większość modułów starzeje się tylko do dopuszczalnego stopnia 80% swojej wydajności nominalnej w okresie 20 lat swojej pracy. Czynnikiem, który wprowadza niedopasowanie jest  różne tempo starzenia się modułów. Niedopasowanie związane ze starzeniem będzie pogłębiać się w przyszłości, ale badania wykazują, że już dzisiaj można je uznać za powód do niepokoju. Na przykład  Jorge Coello potwierdził proces degradacji modułów z krzemu krystalicznego zainstalowanych w dwóch elektrowniach słonecznych w Hiszpanii o mocy zainstalowanej odpowiednio 19 MWp oraz 13 MWp. W 2008 roku, przed ich instalacją Coello dokonał pomiarów elektrycznych na  próbie 785 modułów pochodzących od pięciu różnych producentów, w laboratorium akredytowanym IEC 17025, a następnie powtórzył badania w 2009 i 2010 r., aby zaobserwować ewentualne zmiany. Zgodnie z przewidywaniami, wyniki pokazują zaledwie 1,0-3,5% spadku mocy szczytowej w ciągu pierwszego roku i dodatkowe 0,4-1,3% w następnym roku. Ważniejszy jednak w tym zakresie jest fakt, że w tych granicach moduły starzały się w całkowicie różnym tempie. W ciągu dwóch lat, między rokiem 2008 a 2010, jeden na pięciu producentów wykazał nawet różnicę o wartości do 6% pomiędzy poszczególnymi modułami. W innym badaniu, które w 2009 roku opublikował Artur  Skoczek, przedstawiono wyniki analiz przeprowadzonych nad degradacją zestawu 53 różnych modułów od 20 różnych producentów, łącznie 204 modułów, po 19-23 latach ekspozycji na zewnątrz w Europejskiej Solarnej Instalacji Testowej (ESTI) w Ispra we Włoszech. Standardowe odchylenie redukcji mocy było wyższe niż 5% dla jednej czwartej modułu, a w niektórych przypadkach nawet osiągnęło aż 15%.

Różnica strat mocy w identycznych modułach po 20 latachRysunek 12:
Linie czarne: Różnica strat mocy w identycznych modułach po 20 latach (rysunek powyżej podsumowuje tylko wyniki serii modułów o lepszej wydajności).
Źródło: A. Skoczek et. al., „The results of performance measurements of field-aged c-Si photovoltaic modules”, Prog.

WNIOSKI
Wyniki przedstawione w niniejszym artykule pokazują, że niedopasowanie jest nieodłącznym stanem łańcuchów modułów PV, jeszcze bardziej zwiększanym przez dynamiczne warunki otoczenia, w którym pracuje każda instalacja fotowoltaiczna. Wyniki wskazują także, że każda instalacja oparta na tradycyjnym falowniku stringowym musi wiązać się  z mniejszym niż maksymalny uzyskiem, związanym z szeregiem niedopasowań poszczególnych modułów w jednym uśrednianym łańcuchu.
Stosując technologię optymalizacji na poziomie modułów, z praktycznie każdej instalacji można uzyskać dodatkową produkcję energii. Ilość dodatkowo uzyskanej energii zależy od konkretnych scenariuszy i została najlepiej podsumowana w czasopiśmie PHOTON Magazine w październiku 2011 r. Nawet w pełni kontrolowanych warunkach podczas testu przeprowadzonego w laboratoriach PHOTON, uzysk dodatkowej energii przy zastosowaniu optymalizatorów SolarEdge wahał się od 1,6% do 34% . Wyniki te muszą jeszcze uwzględnić inne źródła niedopasowania ukazane w niniejszym artykule, takie jak różnice temperatury, dynamiczne zmiany promieniowania i niedopasowanie związane ze nierównomiernym starzeniem się modułów. Nierówne tempo starzenia się modułów pogłębia niedopasowanie i zmniejsza zwrot z inwestycji w system PV rok po roku.

Dodaj komentarz

Twój adres e-mail nie zostanie opublikowany. Pola, których wypełnienie jest wymagane, są oznaczone symbolem *

Możesz użyć następujących tagów oraz atrybutów HTML-a: <a href="" title=""> <abbr title=""> <acronym title=""> <b> <blockquote cite=""> <cite> <code> <del datetime=""> <em> <i> <q cite=""> <strike> <strong>