Naukowcy z Politechniki Króla Mongkuta w północnym Bangkoku w Tajlandii zaproponowali nową metodologię przeprowadzania ocen techniczno-ekonomicznych rozproszonych systemów fotowoltaicznych z uwzględnieniem ograniczeń wywołanych przepięciami.
Naukowcy podkreślili, że w przeciwieństwie do poprzednich metod wymiarowania systemów fotowoltaicznych, nowe podejście nie ma na celu określenia optymalnej wielkości układu fotowoltaicznego w oparciu o politykę maksymalizacji zysków i konsumpcji własnej. Sugerowali raczej unikanie nadmiernego rozmiaru i „przesadnej rentowności”, ale stwierdzili, że wybór ten prowadzi do znacznie poprawy uśrednionego kosztu energii (LCOE), szczególnie w scenariuszach, w których oczekuje się wzrostu ograniczeń ze względu na większą penetrację odnawialnych źródeł energii.
Grupa badawcza przeprowadziła analizę wrażliwości, aby ocenić wpływ różnych progów napięcia ograniczających wytwarzanie wywołanych przepięciami na parametry techniczno-ekonomiczne rozproszonych systemów fotowoltaicznych w oparciu o taryfy za energię elektryczną ustalone przez Metropolitan Electricity Authority (MEA) w Tajlandii.
Naukowcy monitorowali obciążenie przez cały rok w 2018 r. i ustalili, że maksymalne obciążenie wynosiło 21,00, a najwyższe zużycie było w kwietniu. „W rezultacie znacznie wzrosło obciążenie chłodzenia powietrzem” – wyjaśnili. „Obciążenie wykazywało tendencję do zmniejszania się, gdy pora roku zmieniała się z lata (od marca do maja) na zimę (od listopada do lutego). Najniższe obciążenie stwierdzono w grudniu, ponieważ temperatura była zazwyczaj przyjemna, co znacznie zmniejszyło obciążenia związane z chłodzeniem powietrzem”.
Ceny energii elektrycznej na analizowanym obszarze wahały się od {{0}},176 USD/kWh do 0,057 USD/kWh i założono, że wdrożono strategię ograniczania spadków woltowatów. Metoda ta wymaga wdrożenia dodatkowego sterownika w punkcie wspólnego łączenia (PCC) i jest powszechnie stosowana w przypadku lokalnego ograniczania mocy fotowoltaicznej. "Strategia ta ogranicza wytwarzanie fotowoltaiki, gdy napięcie osiągnie próg 1,06 pu, zgodnie ze standardami ANSI C84.1-2016, IEEE 1547-2018 i IEC 60038-2009” – precyzują naukowcy.
W analizie uwzględniono parametry techniczno-ekonomiczne, takie jak wskaźnik zużycia własnego (SCR), wskaźnik samowystarczalności (SSR), wartość bieżąca netto (NPV) i LCOE.
Przyjęli także tak zwane podejście optymalizacji rozmiaru systemu fotowoltaicznego Jiménez-Castillo, którego celem jest maksymalizacja wartości NPV i rozważyli cztery różne scenariusze: Scenariusz 0, w którym pomija się przepięcia i ograniczenia; Scenariusz 1, w którym rozważane są ograniczenia generacji wywołane przepięciami i lokalizacja instalacji fotowoltaicznej, a systemy fotowoltaiczne są instalowane w każdym węźle na każdym obszarze; Scenariusz 2, w którym systemy PV są zainstalowane w każdym węźle w dwóch obszarach; oraz Scenariusz 3, w którym systemy fotowoltaiczne są zainstalowane w każdym węźle w każdym obszarze pola zasilającego.
Dzięki tej ocenie naukowcy odkryli, że aby uniknąć ograniczeń i przepięć, wymiary systemu fotowoltaicznego można zmniejszyć nawet o 58,33%, w zależności od liczby systemów fotowoltaicznych i ich lokalizacji. Doprowadziłoby to do obniżenia NPV o 21,34%, ale także do wzrostu LCOE o 22,96%.
„Dodatkowo ustalenia wskazują, że SCR nieznacznie wzrósł, aż do 11%, ale SSR nieznacznie spadł, aż do 4%, po zastosowaniu ograniczenia wytwarzania wywołanego przepięciem” – dodali. „Wreszcie analiza wrażliwości wykazała, że optymalna moc fotowoltaiczna pozostała niezmieniona pomimo zastosowania różnych progów napięcia. Jednak wartość NPV znacznie spadła aż o 25%, a LCOE wzrosło aż o 20,72%, gdy próg napięcia spadł do 1,01 pu SCR wykazywał tendencję do wzrostu o około 10%, podczas gdy SSR pozostawał niezmieniony.”
Ich ustalenia są dostępne w badaniu”Ocena techniczno-ekonomiczna podłączonych do sieci systemów fotowoltaicznych w budynkach mieszkalnych z uwzględnieniem ograniczenia wytwarzania wywołanego przepięciami”, który ukazał się niedawno wRaporty energetyczne.
