Kiindulási pont
Az inverterek átalakítási hatásfokát és DC-feszültségfügg?ségüket valamint ezek kihatásait a napelemes rendszerek hozamára többször fejtegették az utóbbi évek során. A jelen tanulmányban szimulációs számításokkal mutatjuk be ezek kihatásait a különböz? rendszerekre és felállítási helyükre nézve.
2011 óta léteznek az átalakítási hatásfokokat befolyásoló DC-feszültségkihatások figyelembevételére kötelez? alapok a DIN EN 50524-es [1] és a DIN EN 50530-as [2] szabványokban. Továbbá több olyan alkalmazható eljárást is publikáltak az elmúlt id?kben, amik segítségével ezeket a befolyásoló tényez?ket érvényesíteni lehetséges a szimulációs számításokban (lsd. [3], [4] és [5]).
Ennek a tanulmánynak keretében el?ször egy egyszer? 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 elegend? meteorológia adat létezik (mérési adatok 1981-2000 között az MN7.1-ben) és továbbá, mert ezek Európa három legkülönböz?bb klímazónáiban terülnek el. Camborne a maritim befolyású mérsékelt klímazónát reprezentálja, Würzburg a kontinentális befolyású mérsékelt klímazónát és Messina a magas h?mérsékleti szint? mediterrán klímazónát. (MN7.1 = METEONORM 7.1 program)
A számítások különböz? stranghosszúsággal ellátott strang és központi inverterekre is elvégezzük. Az így meghatározott hozam ezután össze lesz hasonlítva egy olyan hozamszámítással, amiben az átalakítási hatásfok DC-feszültségfügg?sége nem lesz figyelembe véve („Status Quo”).
A bemutatott számítások csak az átalakítási hatásfokra vonatkoznak, tehát a tényleges id?járás befolyásoló hatása az MPPT-hatásfokra nem lesz ebben a munkában figyelembe véve. A befolyásoló tényez?k 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) tényez?ket 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 el?nye az alkalmazott számítási eljárás átláthatóságában van, ami által igen egyszer?en 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 megfelel? árnyékolási szög) vesszük figyelembe. Ezáltal valóságh?en lehet alkalmazni a sorok egymás leárnyékolásának, a reflexiós tulajdonságoknak, a modulh?mérsékletnek, a gyenge fényer?sség? besugárzás melletti viselkedésnek, a strangkapcsolásnak és a kábelezésnek a tényez?it. Továbbá igyekszünk a PV-generátor és az inverter 1,0 érték? 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 lév? DC-feszültség azonos az MPP-feszültséggel (UMPP). A PV-generátor MPP-feszültségét a generátorsíkra bees? globális sugárzás (Gk) nagysága és a modulh?mérséklet (TPV) határozza meg.
Az MPP-feszültség egyszer? 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 modulh?mérséklet TPV függvényében a generátor adatlapjához viszonyított MPP-feszültség (UMPP, STC).
Az UMPP értékek el?készítésére elkészítünk egy adatmatrixot a szimulációs program számára. Ehhez lépésr?l lépésre kiszámítjuk az UMPP/UMPP,STC arányokra a különböz? 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 mennyiség? különböz? 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 ?conv meghatározásának módszertana
Egy második lépésben következik az órás felbontású átalakítási hatásfok (?conv) meghatározása az áránkénti DC-feszültség és a DC-teljesítmény függvényében. Amíg a fent leírt UDC-meghatározás az adatmatrix modellértékeivel dolgozott és a (Gk, TPV) függ?ségével nem volt modulspecifikus, úgy a Gk, TPV értékekt?l függ? PDC a modulspecifikusan jellemz? értékek, azaz a mindenkori helyes gyenge megvilágítási er?sség mellett és a h?mérsékletviselkedés alapján lesz kiszámítva.
Az átalakítási hatásfok értékének meghatározására, amihez a DC-feszültség és a DC-teljesítmény átlagos óraértékeit vesszük alapul, kiszámítjuk el?ször a jelleggörbe-fit-funkciójával az átalakítási hatásfok értékeit különböz? DC-feszültségek mellett és a DC-teljesítményt?l függ?en. Ehhez a gyártói adatok alapján meghúzzuk a hatásfokok alakulását (lsd. 1. ábra) és a trendfunkcióval kialakítjuk a jelleggörbét. Az így meghatározott jelleggörbével kiszámítható a különböz? DC-teljesítményekhez tartozó átalakítási hatásfok.
A [3]-ban (Schmidt, H. et. Al) az átalakítási hatásfok elvi UDC-függ?sége lett megvizsgálva és kimutatva. Ott még meg lesz tárgyalva továbbá az is, hogy a feszültségfügg?séget alig lehetséges lemodellezni fizikai alapokon nyugvó összefüggések által. Hogy a DC-feszültség kihatását az átalakítási hatásfokra mégis le lehessen modellezni, ezért a kapcsokon lév? DC-feszültség függvényében lineárisan interpolálva lesznek a különböz? DC-feszültségekre kiszámított teljesítményfügg? ?conv értékek. A feszültségfügg?ség lemodellezésének további vizsgálatait lsd. a [6]-ban.
1. ábra: Egy strang-inverter átalakítási hatásfokának jelleggörbéje különböz? bemeneti feszültségek mellett és az európai hatásfok (EUR eta) alakulása a bemeneti feszültség által.
A DC-feszültségfügg?ség figyelembe vétele nélküli átalakítási hatásfokot („Status Quo”) teljesítményfügg?en 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 ?conv értékek kiszámításának módját a DC-teljesítmény és a DC-feszültség függ?ségében.
2. ábra: Az ?conv értékek meghatározási módjának blokkdiagramja a PDC és az UMPP függvényében.
Különböz? inverterek és rendszerlayout szimulációja
Egy napelemes rendszer várható energiahozamát befolyásoló DC-feszültség becslésére megvizsgálunk annak egy strang-inverterre (SWR) és egy központi inverterre (ZWR) történ? kihatását. Ehhez összeállítunk mindkét inverter számára kett? rendszerlayoutot különböz? 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-teljesítmény?eket tartalmaznak a szimulációs számításhoz. Továbbá elkészül a szimulációs számítás a megfel? rendszerlayouttal összeállított inverterekre és mind a három felállítási helyre (Camborne, Würzburg és Messina).
A szimulációk az ?conv DC-feszültségfügg?ségének figyelembe vételével és ennek a függ?ségnek 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 m?ködési 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.
A stranginverter szimulációs eredményei
A stranginverter szimulációs eredményeit a 3. táblázatban láthatjuk. Ugyan azon a helyre (Camborne és Würzburg) és különböz? layoutoknál 164 volttal is eltér? energetikailag súlykozott átlagos MPP-feszültségeket kapunk meg. Világos lesz, hogy – ugyan azzal a layouttal – mind a három helyre Messina legalacsonyabb átlagos MPP-feszültsége lesz jellemz?, amíg Camborne és Würzburg értékei azonosak a hasonló klímazóna helyzetük által. Továbbá a létrejöv? MPP-feszültségekre vonatkoztatott hozamelosztásokból azt látjuk a 4. ábrán, hogy a hozamrelevánsabb hely Würzburg, ahol is a fellép? 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 h?mérséklete magyarázza meg (Camborne: enyhe nyár és tél, Mesina: forró nyár és meleg tél). Würzburg viszont a kontinentális klímára jellemz?en lényegesen variáló környezeti h?mérsékletek befolyások alatt van (hideg tél, forró nyár). Mivel a modulh?mérséklet és az ezzel egybefügg? küls? h?mérséklet lényegesen befolyásolja az UMPP értékeket, ezért itt ez jobban változik, mint Cambornében vagy Messinában.
Az is mutatkozik, hogy az ?conv-ra ható DC-feszültségfügg?ségek er?ssen függenek a pv-generátor konfigurációjától. Amennyiben az UMPP úgy lesz megválasztva az STC alatt, hogy az üzemid?ben a PV-generátor az inverter névleges DC-feszültsége közelében dolgozik, úgy a legkisebbek lesznek a „Status Quo”-val kiszámított eredményekt?l 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-feszültségét?l Messinában. Ezáltal a „Status Quo” eredményeihez viszonyítva a fajlagos hozam -1,1 %-os eltérése Messinában a legnagyobb és relatív magas.
Egy feszültségfügg?ség „Status Quo” nélküli számítás általában túlbecsüli a napelemes rendszer hozamát.
3. táblázat: A stranginverter szimulációs eredményei az egyes telepítési helyeken.
4. ábra: A stranginverter hozamelosztása az UMPP-munkasávban. A piros, függ?leges szaggatott vonal jelöli az inverter névleges DC-feszültségét. A vízszintes pont-vonal az ?conv,EUR mozgást jelöli. A sraffírozott oszlopok mutatják a layout A elosztását és az egyszín?ek 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 fellép? MPP-feszültségre vonatkoztatott hozamelosztás karakterisztikája látható. Itt azonban mindkét layout MPP-feszültsége közelebb van egymáshoz a layout A és layout B STC alatti MPP-feszültségeinek kisebb különbözete miatt, mint az el?bb 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 növekv? 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 feszültségfügg?ségét a számítás – az eltérések azonban kisebbek, mint a strabginverternél bemutatott példákban.
4. táblázat: A központi inverter szimulációs eredményei az egyes telepítési helyeken.
5. ábra: A központi inverter hozamelosztása az UMPP-munkasávban. A piros, függ?leges szaggatott vonal jelöli az inverter névleges DC-feszültségét. A vízszintes pont-vonal az ?conv,EUR alakulást jelöli. A sraffírozott oszlopok mutatják a layout A elosztását és az egyszín?ek 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 feszültségfügg?ségének figyelmen kívül hagyása miatt. Hogy ez a túlbecslés milyen magas, az több hatástól függ – pl.: az üzemelés alatt fellép? MPP-feszültségekt?l és az inverter névleges DC-feszültségének helyzetét?l. Alapvet?en érvényes az, hogy minél közelebb helyezkedik el az inverter üzemi feszültsége a névleges DC-feszültséghez, annál nagyobb az átalakítási hatásfok. A PV-generátoron fellép? 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 modulh?mérséklet és az MPP-feszültség összefüggése miatt van. Azonos besugárzási nagyág mellett és a modulh?mérséklet emelkedésével csökken a napelemes modul MPP-feszültsége. Ezáltal a magas környezeti h?mérséklet? felállítási helyeken és így a magas modulh?mérséklet 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 szell?ztetett PV-generátoroknak magasabb a modulh?mérsékletük, mint a hátul jól szell?ztetetteké. Következésképpen a tet?re 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-feszültségfügg?ségének nagysága. Az itt bemutatott stranginverter az UDC.r -100 V-nál kb. 0,4 %-os ?conv,EUR csökkenést mutat és az UDC.r +100 V-nál ez kb. 0,2 %-os ?conv,EUR csökkenést eredményez.
A központi inverternél viszont az UDC.r +100 V-nál már 0,3 %-os az ?conv,EUR csökkenés. Az ilyen megállapításokat azonban nem lehet meghatározott topológiákra átalányosan kijelenteni. Bizonyos el?zetes vizsgálatok azt mutatták, hogy az átalakítási hatásfokot befolyásoló DC-feszültség már egy ugyan azon gyártási sorozat megegyez? topológiája mellett is er?ssen variálhat.
Összefoglaló és kilátás
A bemutatott szimulációs számítások mutatják, hogy az inverter átalakítási hatásfokának DC-feszültségfügg?ségének figyelmen kívül hagyása miatt nem lehet korrektül meghatározni a napelemes rendszer éves hozamát. Általában a tipikus alkalmazásoknál lesz a hozam túlbecsülve, ha a feszültségfügg?séget 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 egyszer? az átalakítási hatásfok DC-feszültségfügg?ségének implementálása az energiahozamot kiszámító szimulációs programokba. Az MPP-feszültség gyors és hatékony kiszámítására az itt bemutatott megközelít? eljárásokat lehet alkalmazni. Az invertergyártók többsége már rendelkezésre állítja az ehhez szükséges adatokat.
Az olyan hozamszámítás, amelyik az átalakítási hatásfok DC-feszültségfügg?ségét 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 megfelel? hozamcsökkent? tényez?t.
Már a rendszertervezésnél is vegyük figyelembe az átalakítási hatásfok feszültségfügg?ségét. Ehhez invertertípusonként különböz? 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 elegend? gyártói adatok rendelkezésre. Az átalakítási hatásfok azonban csak egyike az összhatásfoknak. Az inverter összhatásfokának helyes meghatározására sürg?sen szükséges lesz az elkövetkez? években az MPPT-hatásfok egyszer?sített számítási eljárásának a kidolgozására és a DIN EN 50530 szabványban meghatározott tényez?k rendelkezésre bocsátására az invertergyártók által.
Irodalomjegyzék
[1] DIN EN 50 524:2009; Datenblatt und Typschildangaben von Photovoltaik- Wechselrichtern; VDE-Verlag, Berlin, April 2010
[2] DIN EN 50 530 (VDE 0126-12) 2011-04; Gesamtwirkungsgrad von Photovoltaik- Wechselrichter; 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: schaefer@solar-engineering.de
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: michael.debreczeni@upcmail.hu
Internet: www.mnnsz.hu
