Å optimalisere fotovoltaiske systemer under forhold med delvis skygge presenterer en mangefasettert utfordring og krever en grundig forståelse av samspillet mellom effektelektronikk og fotovoltaisk teknologi. Skyggesituasjoner har betydelig innvirkning på systemytelsen, med praktiske innsikter tilpasset ulike skyggeforhold. Dette tilbyr veiledning for interessenter i planleggingen av fotovoltaiske systemer. Samarbeidsinnsats innen fotovoltaikkindustrien rettes mot forbedring av planleggingsverktøy, med mål om å forenkle og forbedre nøyaktigheten til fotovoltaiske systemdesign, og til slutt bidra til en mer bærekraftig energifremtid.
Utnytter solens kraft, fotovoltaiske systemer transformerer måten vi genererer elektrisitet på. Imidlertid, selv om solenergien er rikelig, forblir det en utfordring å utnytte den effektivt under alle forhold. En av de betydelige hindringene som fotovoltaiske systemer står overfor, er problemet med delvis skygge.
Maksimal ytelse under delvis skygge
Fotovoltaiske generatorer montert på tak møter ofte varierende grader av skygge. Kompleksiteten i denne utfordringen ligger ikke nødvendigvis i selve tilstedeværelsen av skygge, men i å forstå hvordan man navigerer gjennom den. Overraskende nok handler løsningen ikke nødvendigvis om å introdusere mer sofistikert effektelektronikk i systemet. Faktisk er ikke dette veien til optimal ytelse for de fleste takmonterte systemer (se Figur 1). Effektiviteten av effektelektronikk avhenger av forskjellige faktorer, som graden av skygge, antall fotovoltaiske moduler i en enkelt streng, og den generelle størrelsen på installasjonen.
Mens eiere og fotovoltaiske planleggere søker svar på dette komplekse problemet, kan de finne innsikter fra konferansepresentasjoner og den kommende tekniske rapporten fra IEA-PVPS Task 13, tilgjengelig på IEA-PVPS nettsiden. Disse ressursene kaster lys over et emne som har forundret eksperter i tiår.
Disse tre kabelvariantene er vanlige i solcelletak i dag, selv om bruken av MLPE-komponenter, som DC/DC-optimalisatorer, har økt de siste tiårene.
Evolusjonen av PV-teknologien
For over et halvt århundre siden var introduksjonen av omkjøringsdioder i fotovoltaiske moduler en spillveksler. Disse diodene fungerte som ledninger for å omdirigere strømflyten i tilfeller av delvis skygge med bemerkelsesverdig effektivitet.
Likevel har reisen til PV-teknologien vært preget av konstant utvikling. Nye DC/DC-omformere har tatt styringen, og tilbyr potensial for å operere hver fotovoltaisk modul ved høyere spenningsverdier med lavere modulstrømmer. Denne innovasjonen overgår den enkle serielle tilkoblingen av alle moduler for å drive konvensjonelle streng-DC/AC-invertere.
Det er imidlertid viktig å merke seg at dette ikke er en universal løsning. Situasjonen der DC/DC-optimalisatorer skinner er relativt sjelden og oppstår vanligvis når en enkelt solcelle i modulen er skyggelagt med ikke mer enn 40%, og tre omkjøringsdioder brukes. Mens det teoretiske potensialet for energigevinst med DC/DC-optimalisatorer er lovende, må det konkurrere med tap i virkeligheten, som vanligvis utgjør omtrent 2% av årlig avkastning, betydelig høyere enn tradisjonelle serielle tilkoblinger for fotovoltaiske moduler.
Forståelse av verdier i databladet
I det nåværende markedet blir kunder presentert for tilbud om DC/DC-optimalisator fotovoltaiske systemer for eneboliger. Disse tilbudene skryter ofte av imponerende verdier for effektivitet i databladet, med påstander om 99,5% effektivitet og gjennomsnittsverdier for effektivitet på 90%. Basert på disse tallene kan lokale fotovoltaiske eksperter anbefale disse systemene som det mest effektive valget. Imidlertid er det en nyansering i disse tallene som ofte unnslipper tilfeldig observasjon.
Dagens verdier i databladet er en sjelden observasjon og finnes vanligvis i tilfeller der optimalisatoren opererer i en spesifikk modus kjent som k = 1. Denne modusen er der optimalisatoren fungerer som en ohmisk motstand i stedet for en DC/DC-spenningsomformer. Denne spesifikke modusen, avbildet på venstre side av figur 2, representerer et unikt scenario som ikke gjenspeiler den daglige virkeligheten til de fleste fotovoltaiske systemer. Likevel har over 100 millioner av disse optimalisatorene blitt installert over hele verden, hovedsakelig på små tak.
Imidlertid er det en ulempe ved tolkningen av disse imponerende effektivitetsverdiene. Tidligere annonserte DC/DC-produsenter ofte utbytter i tosifrede prosentandeler, som dessverre kunder noen ganger feiltolket som systemets årlige avkastning i stedet for ytelsen i spesifikke skyggefulle øyeblikk. Denne avviket understreker viktigheten av ikke bare å stole på imponerende tall, men å grave dypere i de praktiske konsekvensene av disse systemene.
Utfordringer i fotovoltaisk planlegging
En av utfordringene i verden av fotovoltaisk planlegging er avhengigheten av typiske kommersielle fotovoltaiske planleggingsverktøy som har en tendens til å overvurdere egenskapene til DC/DC-komponenter. Disse verktøyene baserer seg ofte på de ovennevnte verdiene i databladet som et gjennomsnitt for alle optimalisatorer innen systemet. Imidlertid kan de ikke tilstrekkelig vurdere de komplekse skyggesituasjonene for hver celle i modulen, rollen til alle omkjøringsdioder eller orienteringen til modulen på taket.
Disse verktøyene som brukes av fotovoltaiske planleggere, estimerer typisk gjennomsnittlig modulutgangseffekt i forhold til prosentandelen av den skyggelagte modulflaten. Selv om dette gir en grunnleggende oversikt, tar det ikke hensyn til intrikatessene i delvis skygge-scenarioer. Resultatet er ofte en unøyaktig gjenspeiling av virkelighetsytelsen.
Kompleksiteten ved å håndtere delvis skygge har ført til grundig forskning og funn som gir verdifulle innsikter. Årlige simuleringsresultater fra Zurich University of Applied Sciences (ZHAW; tysk: Zürcher Hochschule für Angewandte Wissenschaften), basert på skyggeanalyser av hver enkelt solcelle, gir et klart bilde. Disse modellene bygger på tapene til kommersielle DC/DC-optimalisatorer målt innendørs ved relevante driftspunkter. Tapene som observeres, er omtrent 2% lavere enn informasjonen i produsentenes datablad, en betydelig avvik som er dokumentert på ulike konferanser, artikler og magasiner.
Resultatene under forskjellige skyggeforhold er opplysende og gir praktisk veiledning:
Lette skyggeforhold:
I scenarier med lite eller ingen skygge eller lette skyggeforhold, for eksempel en enkelt pipe som kaster en svak skygge, utfører vanligvis den konvensjonelle strenginverteren like godt eller til og med mer effektivt. Dette oppnås gjennom den serielle tilkoblingen av standard fotovoltaiske moduler utstyrt med tre omkjøringsdioder ved bruk av SINV.
Moderate skyggeforhold (Fig. 3):
Når lett skygge intensiveres litt, for eksempel med tilstedeværelsen av en annen liten røykpipe ved siden av en pipe eller et takvindu som skygger fotovoltaiske moduler, kan lokale optimalisatorer som brukes av og til (for eksempel 1-4) levere optimal avkastning. Disse uavhengige optimalisatorene overgår systemer som inkorporerer tap fra optimalisatorer som enten ikke leverer strøm til skyggelagte moduler eller gjør det bare sporadisk. Fordelene strekker seg til skyggetolerante moduler utstyrt med mer enn tre omkjøringsdioder, noe som gjør dem til det foretrukne valget når en gruppe fotovoltaiske moduler står overfor skygge.
Kraftig skyggeforhold:
I tilfeller av betydelig skygge, for eksempel et takvindu som kaster skygger på noen moduler og ekstra skygge fra nærliggende bygninger, kan installasjon av en optimalisator bak hver modul betydelig øke årlig avkastning. Denne tilnærmingen er spesielt gunstig sammenlignet med uskyggede forhold, der den årlige avkastningen kan reduseres med opptil 10% eller mer.
Skygge på små strenger på taket:
Markedet mangler for øyeblikket svært effektive lavspennings strenginvertere som kan bruke omtrent fire til ti fotovoltaiske moduler i en enkelt streng. Imidlertid blir dette gapet adressert av DC/DC-optimalisatorer som kan imøtekomme ulike modulorienteringer innen små strenger. I tillegg tilbyr introduksjonen av nye halvcelle-butterfly fotovoltaiske moduler, der alle halvcellene er koblet i serie ved høyere fotovoltaisk modulspenning, en lovende løsning.
Oppsummert kan skyggetolerante moduler potensielt gi opptil en 2% økning i årlig avkastning kombinert med bruk av SINV, mens bruk av effektelektronikk på modulnivå (MLPE) optimalisatorer gir en mer beskjeden økning på 1% uten skyggetolerante moduler. Det er imidlertid viktig å merke seg at fraværet av en fotovoltaisk modul plassert bak en pipe fører til at den enkeltstående inverteren (SINV) enten er mer effektiv eller like effektiv, som detaljert i EUPVSEC 2023-papiret (se Fig. 3).
Optimalisering av designet for fotovoltaiske anlegg
Designet av et optimalt fotovoltaisk anlegg avhenger av valget av ett av de tre fotovoltaiske kraft elektroniske systemene. Om man skal velge standard fotovoltaiske moduler eller skyggetolerante fotovoltaiske moduler er en beslutning med langsiktige implikasjoner. I årene som kommer vil et bredere utvalg av de nyeste fotovoltaiske modulproduktene, sammen med nye lavspennings fotovoltaiske invertere og flere Maximum Power Point Tracking (MPPT)-innganger, bli tilgjengelige. Disse utviklingene har som mål å lette opprettelsen av langsiktige, robuste systemer som er både effektive og miljøvennlige.
Kostnadsvurderinger og fremtidige innsikter
Fotovoltaiske invertere krever typisk utskifting én gang i løpet av de 25 årene et fotovoltaisk anlegg er i drift. Imidlertid blir scenariet mer komplekst når det gjelder DC/DC-optimalisatorer. Ved å operere ved betydelig høyere temperaturer på taket, kan disse elektroniske enhetene ha behov for hyppigere utskifting. I Sveits, et land med en robust marked for eneboliger, er det vanlig å budsjettere for utskiftningskostnader som varierer fra omtrent 1000 til 3000 sveitsiske francs. Disse kostnadene inkluderer ofte fallbeskyttelsestiltak, og understreker dermed den økonomiske aspektet ved optimalisering av fotovoltaiske systemer. Behovet for informerte beslutninger
I et rettferdig marked må sluttbrukere oppnå en klar forståelse av de ulike alternativene som er tilgjengelige for deres fotovoltaiske taksystem. Valgene spenner fra strenginvertere og uavhengige optimalisatorer til alle optimalisatorer og bruk av individuelle skyggetolerante moduler. Det handler ikke bare om å vurdere potensielle elektriske prestasjonsgevinster; det er også avgjørende å vurdere de tilknyttede risikoene for mulige utskiftningskostnader. Med disse faktorene i bakhodet kan kunder ta informerte beslutninger som samsvarer med deres langsiktige mål og budsjetteringsbegrensninger.
Samarbeidsinnsats for forbedret fotovoltaisk planlegging
Utvekslingen av faktainformasjon blant ulike interessenter i fotovoltaisk industri fungerer som en katalysator for fremgang. Utviklingen av forbedrede kommersielle fotovoltaiske planleggingsverktøy og en forbedret opplevelse for fotovoltaiske systemplanleggere er resultatet av dette samarbeidet. IEA PVPS Task 13 er i frontlinjen av disse anstrengelsene, med planer om å publisere en endelig rapport i 2024. Denne rapporten vil inkludere anbefalinger fra internasjonale eksperter, koordinert av ZHAW, med mål om å veilede bransjen mot mer effektiv og effektiv planlegging av fotovoltaiske systemer. Rapporten vil være tilgjengelig på "Reliability and Performance of Photovoltaic Systems – IEA-PVPS".