A fotovoltaik inverterek DC-feszültségfüggősége miatti kihatások a napelemes rendszerek hozamára

A fotovoltaik inverterek DC-feszültségfüggősége miatti kihatások a napelemes rendszerek hozamára Kiindulási pont Az inverterek átalakítási hatásfokát és DC-feszültségfüggőségüket valamint ezek kihatásait a napelemes rendszerek hozamára többször fejtegették az utóbbi évek során. A jelen tanulmányban szimulációs számításokkal mutatjuk be ezek kihatásait a különböző rendszerekre és felállítási helyükre nézve. 2011 óta léteznek az átalakítási hatásfokokat befolyásoló DC-feszültségkihatások figyelembevételére kötelező alapok a DIN EN 50524-es [1] és a DIN EN 50530-as [2] szabványokban. Továbbá több olyan alkalmazható eljárást is publikáltak az elmúlt időkben, amik segítségével ezeket a befolyásoló tényezőket érvényesíteni lehetséges a szimulációs számításokban (lsd. [3], [4] és [5]). Ennek a tanulmánynak keretében először egy egyszerű modellt mutatunk be az órás felbontású DC-feszültség meghatározására. Az így meghatározott DC-bemeneti feszültség órás felosztású értékeivel és a szimulált DC-bemeneti teljesítménnyel elvégezzük a hozamszámításokat az alábbi három klímatipikus felállítási helyre nézve: • Camborne, Cornwall / Anglia • Würzburg, Bajorország / Németország • Messina, Szicília / Olaszország. Ezek a tipikus helyek azért lettek kiválasztva, mert ezekhez elegendő meteorológia adat létezik (mérési adatok 1981-2000 között az MN7.1-ben) és továbbá, mert ezek Európa három legkülönbözőbb klímazónáiban terülnek el. Camborne a maritim befolyású mérsékelt klímazónát reprezentálja, Würzburg a kontinentális befolyású mérsékelt klímazónát és Messina a magas hőmérsékleti szintű mediterrán klímazónát. (MN7.1 = METEONORM 7.1 program) A számítások különböző stranghosszúsággal ellátott strang és központi inverterekre is elvégezzük. Az így meghatározott hozam ezután össze lesz hasonlítva egy olyan hozamszámítással, amiben az átalakítási hatásfok DC-feszültségfüggősége nem lesz figyelembe véve („Status Quo”). A bemutatott számítások csak az átalakítási hatásfokra vonatkoznak, tehát a tényleges időjárás befolyásoló hatása az MPPT-hatásfokra nem lesz ebben a munkában figyelembe véve. A befolyásoló tényezők szerinti áttekintést példásan mutatják be Schäfer és Till a [6]-os munkájukban. A DIN EN 50530 szerint nézve még igen hiányosak a megbízható állításokhoz szükséges adatok az inverterek gyártóitól.

Alapok A specifikus energiahozam számítását elvégezhetjük olyan szimulációs programok segítségével, amelyek órás felbontással dolgoznak és a hozammeghatározó (termék- és helyzetspecifikus) tényezőket helyesen alkalmazzák. A jelen vizsgálathoz a METEONORM 7.1 (MN7.1) és a PR-FACT programokat használjuk. PR-FACT számítási program a Solar Engineering Decker & Mack GmbH

terméke a Performance Ratio (PR) meghatározásához. Amely a felállítási hely, a rendszer és a termék specifikus adatait veszi számításba. A PR-Fact program előnye az alkalmazott számítási eljárás átláthatóságában van, ami által igen egyszerűen meg lehet valósítani a szükséges számítási lépéseket. A mostani vizsgálati példára a szokásos szabadtéri napelemes rendszereknél tipikusan piacképes c-Si (monokristályos) modulokat és a nagy rendszereknél megszokott szerelést (itt: 30°, fix, többsoros felállítás, déli tájolás és a földrajzi helynek megfelelő árnyékolási szög) vesszük figyelembe. Ezáltal valósághűen lehet alkalmazni a sorok egymás leárnyékolásának, a reflexiós tulajdonságoknak, a modulhőmérsékletnek, a gyenge fényerősségű besugárzás melletti viselkedésnek, a strangkapcsolásnak és a kábelezésnek a tényezőit. Továbbá igyekszünk a PVgenerátor és az inverter 1,0 értékű kihasználtsági arányát elérni, ami által csökkentsük a teljesítménylekorlátozás miatti kihatásokat. Így összességében megkapjuk a DC-feszültségek és a DC-teljesítmények valóságos spektrumát.

Az UMPP meghatározásának módszertana

Az inverter átalakítási hatásfokát befolyásoló DC-feszültség (UDC) figyelembe vételére ki kell számítani a DC-feszültséget. Abból indulunk ki, hogy az MPP-trakker állandóan a maximális teljesítménypontban (MPP) dolgozik és ezáltal az inverter bemeneti kapcsán lévő DC-feszültség azonos az MPP-feszültséggel (UMPP). A PVgenerátor MPP-feszültségét a generátorsíkra beeső globális sugárzás (Gk) nagysága és a modulhőmérséklet (TPV) határozza meg. Az MPP-feszültség egyszerű és gyors meghatározására a DIN EN 50530 szabványban bemutatott számítási egyenleteket [2] fel lehet használni. A DIN EN 50530 C függelékében [2] egy 1 diódával lemodellezett PV-generátor I/U jelleggörbéjét találjuk. Az ott megadott kapcsolatokkal kiszámítható a Gk és a modulhőmérséklet TPV függvényében a generátor adatlapjához viszonyított MPPfeszültség (UMPP, STC). Az UMPP értékek előkészítésére elkészítünk egy adatmatrixot a szimulációs program számára. Ehhez lépésről lépésre kiszámítjuk az UMPP/UMPP,STC arányokra a különböző Gk és TPV értékeket és bevisszük azokat a matrixba. Így ezekkel az értékpárokkal (GK, TPV) minden órára lehetséges lesz megbecsülni a hozzájuk tartozó UDC értéket. Az így meghatározott adatmatrix nem modul, hanem cellaspecifikus (a DIN EN 50530 eddig csak c-SI (monokristályos) és vékonyfilm modulokat különböztet meg). A nagyobb mennyiségű különböző c-SI moduloknál a [6]-ban meg lett vizsgálva, mekkora a bizonytalanság nagysága az UDC fent bemutatott meghatározásával a modulspecifikus mérési adatokkal szemben. A nagy rendszerek egy éves hozamszámításánál a bizonytalanság nagysága lényegesen 0,3 % alatt van. Hogy ez minden vékonyfilm modulra is érvényes, azt további vizsgálatokban kell letisztázni.

Az ηconv meghatározásának módszertana

Egy második lépésben következik az órás felbontású átalakítási hatásfok (ηconv) meghatározása az áránkénti DC-feszültség és a DC-teljesítmény függvényében. Amíg a fent leírt UDC-meghatározás az adatmatrix modellértékeivel dolgozott és a (Gk, TPV) függőségével nem volt modulspecifikus, úgy a Gk, TPV értékektől függő PDC

a modulspecifikusan jellemző értékek, azaz a mindenkori helyes gyenge megvilágítási erősség mellett és a hőmérsékletviselkedés alapján lesz kiszámítva. Az átalakítási hatásfok értékének meghatározására, amihez a DC-feszültség és a DC-teljesítmény átlagos óraértékeit vesszük alapul, kiszámítjuk először a jelleggörbefit-funkciójával az átalakítási hatásfok értékeit különböző DC-feszültségek mellett és a DC-teljesítménytől függően. Ehhez a gyártói adatok alapján meghúzzuk a hatásfokok alakulását (lsd. 1. ábra) és a trendfunkcióval kialakítjuk a jelleggörbét. Az így meghatározott jelleggörbével kiszámítható a különböző DC-teljesítményekhez tartozó átalakítási hatásfok. A [3]-ban (Schmidt, H. et. Al) az átalakítási hatásfok elvi UDC-függősége lett megvizsgálva és kimutatva. Ott még meg lesz tárgyalva továbbá az is, hogy a feszültségfüggőséget alig lehetséges lemodellezni fizikai alapokon nyugvó összefüggések által. Hogy a DC-feszültség kihatását az átalakítási hatásfokra mégis le lehessen modellezni, ezért a kapcsokon lévő DC-feszültség függvényében lineárisan interpolálva lesznek a különböző DC-feszültségekre kiszámított teljesítményfüggő ηconv értékek. A feszültségfüggőség lemodellezésének további vizsgálatait lsd. a [6]-ban.

1. ábra: Egy strang-inverter átalakítási hatásfokának jelleggörbéje különböző bemeneti feszültségek mellett és az európai hatásfok (EUR eta) alakulása a bemeneti feszültség által.

A DC-feszültségfüggőség figyelembe vétele nélküli átalakítási hatásfokot („Status Quo”) teljesítményfüggően határozzuk meg, tehát az inverter névleges feszültsége mellett (legnagyobb átalakítási hatásfok és a gyakorlatban használt eljárási mód). A 2. ábra blokkdiagramban mutatja be az elmagyarázott ηconv értékek kiszámításának módját a DC-teljesítmény és a DC-feszültség függőségében.

2. ábra: Az ηconv értékek meghatározási módjának blokkdiagramja a PDC és az UMPP függvényében.

Különböző inverterek és rendszerlayout szimulációja Egy napelemes rendszer várható energiahozamát befolyásoló DC-feszültség becslésére megvizsgálunk annak egy strang-inverterre (SWR) és egy központi inverterre (ZWR) történő kihatását. Ehhez összeállítunk mindkét inverter számára kettő rendszerlayoutot különböző stranghosszúsággal, megilletve az STC szerinti DC-feszültséget. Megkülönböztetünk layout A és layout B között, ahol a layout A-nak rövidebb a stranghosszúsága és ezáltal kisebb DC-feszültséggel is rendelkezik mint a layout B. A strang- és a központi inverterek PV-generátorai azonos modultípusokat és azonos STC-teljesítményűeket tartalmaznak a szimulációs számításhoz. Továbbá elkészül a szimulációs számítás a megfelő rendszerlayouttal összeállított inverterekre és mind a három felállítási helyre (Camborne, Würzburg és Messina). A szimulációk az ηconv DC-feszültségfüggőségének figyelembe vételével és ennek a függőségnek a figyelembe vétele nélkül („Status Quo”) lesznek elvégezve. A „Status Quo”-számításokban az inverter névleges feszültsége melletti hatásfokmozgásból indulunk ki. A szimulált strang-inverter egy transzformátor nélküli ún. Step-Up-Converterrel ellátott modell, aminek a névleges DC-feszültsége 700 V. Az inverter UMPP munkasávja 360 V-tól 800 V-ig terjed. A szimulált központi inverter topológiája azonos a trafó és Step-Up-Converter nélküli strang-inverterével. A 430 voltos

névleges DC-feszültség megfelel a minimális MPP-feszültségnek. Az MPP munkasáv értéke 430 V-tól 820 V-ig terjed.

2. ábra: A Step-Up-Converter / Boost-Converter működési elve hasonló az impulzus szélesség modulációhoz (PWM).

Az 1. táblázatban a szimulációhoz releváns inverterek technikai adatai láthatóak. A 2. táblázat a szimulációs számításhoz összeállított inverterek rendszerlayoutjait tartalmazza. Technikai adatok PDC,max PAC,r UDC,r UMPP,min UMPP,max ηconv,EUR

Stranginverter

Központi inverter

15,5 kW 15,0 kW 700 V 360 V 800 V 97,40%

560 kW 500 kW 430 V 430 V 820 V 98,40%

1. táblázat: A szimulált inverterek technikai adatai.

Stranginverter Layout Modul dbszám Stranghossz UMPP,STC PMPP,PVS Sizing Ratio

A

B

Központi inverter A B

72 18 513 V

2.400 24 20 684 V 574 V

15,12 kW 1,008

25 718 V 516 kW 1,032

2. táblázat: A szimulált inverterek rendszerlayoutjai.

A stranginverter szimulációs eredményei A stranginverter szimulációs eredményeit a 3. táblázatban láthatjuk. Ugyan azon a helyre (Camborne és Würzburg) és különböző layoutoknál 164 volttal is eltérő energetikailag súlykozott átlagos MPP-feszültségeket kapunk meg. Világos lesz, hogy – ugyan azzal a layouttal – mind a három helyre Messina legalacsonyabb átlagos MPP-feszültsége lesz jellemző, amíg Camborne és Würzburg értékei azonosak a hasonló klímazóna helyzetük által. Továbbá a létrejövő MPPfeszültségekre vonatkoztatott hozamelosztásokból azt látjuk a 4. ábrán, hogy a hozamrelevánsabb hely Würzburg, ahol is a fellépő MPP-feszültségek sávja 160 voltig is elnyúlik. Ez az eredmény a szimulációs helyeket idöjárásilag befolyásoló tényezökkel is meg van indokolva. Camborne és Messina relatív szoros UMMP-sávját az év közepén relatív állandó környezeti hőmérséklete magyarázza meg (Camborne: enyhe nyár és tél, Mesina: forró nyár és meleg tél). Würzburg viszont a kontinentális

klímára jellemzően lényegesen variáló környezeti hőmérsékletek befolyások alatt van (hideg tél, forró nyár). Mivel a modulhőmérséklet és az ezzel egybefüggő külső hőmérséklet lényegesen befolyásolja az UMPP értékeket, ezért itt ez jobban változik, mint Cambornében vagy Messinában. Az is mutatkozik, hogy az ηconv-ra ható DC-feszültségfüggőségek erőssen függenek a pv-generátor konfigurációjától. Amennyiben az UMPP úgy lesz megválasztva az STC alatt, hogy az üzemidőben a PV-generátor az inverter névleges DC-feszültsége közelében dolgozik, úgy a legkisebbek lesznek a „Status Quo”-val kiszámított eredményektől való eltérések. Az itt alkalmazott stranginverternél ez az eredmény a layout B-nek, a maximálisan 0,5 %-kal kevesebb fajlagos hozamértékének felel meg. A layout A energetiailag súlykozott névleges UMPP-je 222 volttal tér el a legjobban az inverter névleges DC-feszültségétől Messinában. Ezáltal a „Status Quo” eredményeihez viszonyítva a fajlagos hozam -1,1 %-os eltérése Messinában a legnagyobb és relatív magas. Egy feszültségfüggőség „Status Quo” nélküli számítás általában túlbecsüli a napelemes rendszer hozamát.

ηconv [%]

„Status Quo“ Layout A Layout B

97,4 96,4 97,1

„Status Quo“ Layout A Layout B

97,4 96,4 97,1

„Status Quo“ Layout A Layout B

97,7 96,6 97,2

Energetikailag súlykozott átlagos UMPP [V] Camborne 1.032 1.022 495 1.029 659 Würzburg 1.053 1.043 492 1.050 656 Messina 1.534 1.517 478 1.527 637

Fajl. hozam [kWh/kWp]

Eltérés a „Status Quo“-tól [%] -1,0 -0,3 -1,0 -0,3 -1,1 -0,5

3. táblázat: A stranginverter szimulációs eredményei az egyes telepítési helyeken.

4. ábra: A stranginverter hozamelosztása az UMPP-munkasávban. A piros, függőleges szaggatott vonal jelöli az inverter névleges DC-feszültségét. A vízszintes pont-vonal az ηconv,EUR mozgást jelöli. A sraffírozott oszlopok mutatják a layout A elosztását és az egyszínűek a layout B elosztását.

A központi inverter szimulációs eredményei A 4. táblázatban látjuk a megnevezett központi inverter rendszerlayoutjának szimulációs eredményeit. Az 5. ábrában a stranginverteren fellépő MPP-feszültségre vonatkoztatott hozamelosztás karakterisztikája látható. Itt azonban mindkét layout MPP-feszültsége közelebb van egymáshoz a layout A és layout B STC alatti MPPfeszültségeinek kisebb különbözete miatt, mint az előbb megvizsgált stranginverternél. Így Würzburgban az energatikailag súlykozott átlagos UMPP maximális különbsége a layout A és layout B között 145 V nagyságú. Mivel a vizsgált központi inverternél a névleges DC-feszültség azonos a minimális UMPP-feszültséggel, ezért növekvő DC-feszültségnél kisebb lesz az átalakítási hatásfok és ezzel a fajlagos energiahozam. A „Status Quo”-tól való legnagyobb eltérés Würzburgban van 0,7 százalékkal kisebb fajlagos hozammal és a névleges DC-feszültség és az energetikailag súlykozott átlagos UMPP közötti 297 volt értékkel. A „Status Quo”-val összehasonlított legnagyobb fajlagos hozamot -0,1 százalékkal Messina hozza. Az itteni energetikailag súlykozott közepes MPP-feszültség és a névleges DC-feszültség különbsége 105 V. Itt is túlbecsüli a hozam feszültségfüggőségét a számítás – az eltérések azonban kisebbek, mint a strabginverternél bemutatott példákban.

ηconv [%]

„Status Quo“ Layout A Layout B

98,3 98,1 97,7

„Status Quo“ Layout A Layout B

98,3 98,1 97,6

„Status Quo“ Layout A Layout B

98,4 98,3 98,0

Energetikailag súlykozott átlagos UMPP [V] Camborne 1.038 1.036 553 1.032 692 Würzburg 1.059 1.057 582 1.052 727 Messina 1.539 1.538 535 1.533 669

Fajl. hozam [kWh/kWp]

Eltérés a „Status Quo“-tól [%] -0,2 -0,6 -0,2 -0,7 -0,1 -0,4

4. táblázat: A központi inverter szimulációs eredményei az egyes telepítési helyeken.

5. ábra: A központi inverter hozamelosztása az UMPP-munkasávban. A piros, függőleges szaggatott vonal jelöli az inverter névleges DC-feszültségét. A vízszintes pont-vonal az ηconv,EUR alakulást jelöli. A sraffírozott oszlopok mutatják a layout A elosztását és az egyszínűek a layout B elosztását.

A szimulációs eredmények elemzése Általánosságban le kell rögzítenünk: az itt bemutatott tipikus alkalmazások túlbecsülik a hozamszámításban az éves hozamot az inverter átalakítási hatásfokának feszültségfüggőségének figyelmen kívül hagyása miatt. Hogy ez a túlbecslés milyen magas, az több hatástól függ – pl.: az üzemelés alatt fellépő MPP-feszültségektől és az inverter névleges DC-feszültségének helyzetétől. Alapvetően érvényes az, hogy minél közelebb helyezkedik el az inverter üzemi feszültsége a névleges DCfeszültséghez, annál nagyobb az átalakítási hatásfok. A PV-generátoron fellépő MPP-feszültségeket az inverterre kötött stringek/strangok hossza határozza meg. Azonban kétségtelenül nagy a felállítási hely meteorológiája valamint a napelemes rendszer szerelési módjának befolyásoló hatásai is az MPP-feszültségekre. Ez a modulhőmérséklet és az MPP-feszültség összefüggése miatt van. Azonos besugárzási nagyág mellett és a modulhőmérséklet emelkedésével csökken a napelemes modul MPP-feszültsége. Ezáltal a magas környezeti hőmérsékletű felállítási helyeken és így a magas modulhőmérséklet miatt alacsonyabb MPP feszültségekkel kell számolni (lsd. Camborne és Messina energetikailag súlykozott közepes UMPP értékeit). Ugyan ez a tényállás vonatkozik a szerelési mód kihatásaira is. A hátulról rosszul szellőztetett PV-generátoroknak magasabb a modulhőmérsékletük, mint a hátul jól szellőztetetteké. Következésképpen a tetőre szerelt napelemes rendszereknél is alacsonyabb átlagos MPP-feszültséggel kell számolni, mint a szabadtéri rendszereknél. Ami a rendszer meghatározásában a hozamprognózis megbecslésére kihatással lehet. Egy további kritérium az átalakítási hatásfok DC-feszültségfüggőségének nagysága. Az itt bemutatott stranginverter az UDC.r -100 V-nál kb. 0,4 %-os ηconv,EUR csökkenést mutat és az UDC.r +100 V-nál ez kb. 0,2 %-os ηconv,EUR csökkenést eredményez. A központi inverternél viszont az UDC.r +100 V-nál már 0,3 %-os az ηconv,EUR csökkenés. Az ilyen megállapításokat azonban nem lehet meghatározott topológiákra átalányosan kijelenteni. Bizonyos előzetes vizsgálatok azt mutatták, hogy az átalakítási hatásfokot befolyásoló DC-feszültség már egy ugyan azon gyártási sorozat megegyező topológiája mellett is erőssen variálhat.

Összefoglaló és kilátás A bemutatott szimulációs számítások mutatják, hogy az inverter átalakítási hatásfokának DC-feszültségfüggőségének figyelmen kívül hagyása miatt nem lehet korrektül meghatározni a napelemes rendszer éves hozamát. Általában a tipikus alkalmazásoknál lesz a hozam túlbecsülve, ha a feszültségfüggőséget figyelmen kívül hagyjuk. A tényleges DC-üzemi feszültség és az inverter névleges DC-feszültsége közötti különbség miatt lényeges hozamkülönbségek léphetnek fel az éves hozamra nézve. Az itt bemutatott szimulációs számításokban 1,1 %-os különbségek is adódtak a fajlagos éves hozamértékekben (stranginverter, layout A, Messina). A DIN EN 50530 szabványra és a publikált szimulációs modellekre alapozva viszonylag egyszerű az átalakítási hatásfok DC-feszültségfüggőségének implementálása az energiahozamot kiszámító szimulációs programokba. Az MPPfeszültség gyors és hatékony kiszámítására az itt bemutatott megközelítő eljárásokat lehet alkalmazni. Az invertergyártók többsége már rendelkezésre állítja az ehhez szükséges adatokat.

Az olyan hozamszámítás, amelyik az átalakítási hatásfok DC-feszültségfüggőségét nem veszi figyelembe, az már nem képviseli a mai technika színvonalát, az már elavult, és ezért legtöbbször magasabb hozamértékeket mutat ki. Ezért azt ajánljuk, hogy az olyan inverterek alkalmazásánál, amelyekhez a gyártó nem mellékeli az ebben a tanulmányban kezelt sarokadatokat, úgy alkalmazzunk a hozamprognózisban egy a felállítási hely környezetének és a szerelési technikának megfelelő hozamcsökkentő tényezőt. Már a rendszertervezésnél is vegyük figyelembe az átalakítási hatásfok feszültségfüggőségét. Ehhez invertertípusonként különböző sulykozással kell figyelembe venni a stranghosszúság, a szerelési rendszer és a helyi meteorológia befolyásait. Ez a tanulmány csak az átalakítási hatásfokkal foglalkozik, mivel csak ehhez állnak elegendő gyártói adatok rendelkezésre. Az átalakítási hatásfok azonban csak egyike az összhatásfoknak. Az inverter összhatásfokának helyes meghatározására sürgősen szükséges lesz az elkövetkező években az MPPT-hatásfok egyszerűsített számítási eljárásának a kidolgozására és a DIN EN 50530 szabványban meghatározott tényezők rendelkezésre bocsátására az invertergyártók által.

Irodalomjegyzék [1] DIN EN 50 524:2009; Datenblatt und Typschildangaben von PhotovoltaikWechselrichtern; VDE-Verlag, Berlin, April 2010 [2] DIN EN 50 530 (VDE 0126-12) 2011-04; Gesamtwirkungsgrad von PhotovoltaikWechselrichter; VDE-Verlag, Berlin, April 2011. [3] Schmidt, H. et. al.: Modellierung der Spannungsabhängigkeit des Wechselrichterwirkungsgrades; 23. Symposium Photovoltaische Solarenergie, Kloster Banz / Bad Staffelstein / Germany, März 2008 [4] Baumgartner, F. P. et al.: Status and Relevance of the DC Voltage Dependence of the Inverter Efficieny; Proceedings 22nd EUPVSEC, September 2007 [5] King, D.L. et al.: Performance Model for Grid-Connected Photovoltaic Inverters, Sandia Labs, September 2007 [6] Schäfer, Till: Berücksichtigung des dynamischen Verhaltens von PVWechselrichtern bei netzgekoppelten PV-Analgen mit c-Si Modulen; Cologne University of Applied Sciences; Bachelorarbeit, 2011 B. Eng. (FH) Till Schäfer, Dipl. Ing. (FH) Matthias Egler, Dr. rer. nat. Michael Mack Solar Engineering Decker & Mack GmbH Johannssenstr. 2-3, D-30159 Hannover Tel.: +49 511 646634 33, Fax: +49 511646634 9 E-Mail: [email protected] Internet: www.solar-engineering.de Dipl.-Ing. (FH) Michael Debreczeni Greentechnic Hungary Kft. Gát u. 27., H-1095 Budapest Tel.: +36 / 30-428-1126, Fax: +36 / 1-210-0667 E-Mail: [email protected] Internet: www.mnnsz.hu