Fünf Schlüsselfaktoren für die Optimierung doppelseitiger Photovoltaikkraftwerke
Das Entwerfen und Bauen eines bifazialen PV-Kraftwerks ist nicht viel schwieriger als der Bau eines monofazialen Kraftwerks. Die Optimierung einer bifacialen Solaranlage ist jedoch weitaus komplexer. Bifaziale Energiegewinne reagieren empfindlich auf viele Variablen, die sich nicht auf monofaziale Pflanzen auswirken, wie z. B. das Verhältnis von Höhe zu Breite des Trackers und Hindernisse unterhalb des Moduls, um nur einige zu nennen. Natürlich ist Albedo der kritischste Parameter, der sich eindeutig auf zusätzliche bifaziale Energieerträge auswirkt. Diese Faktoren erklären, warum es zwischen den Standorten immer einige Unterschiede beim Bifacial-Gewinn gibt.
1. Bodenreflexion: Die sich ständig verändernde Albedo
Albedo ist eine dimensionslose Qualität, die das Verhältnis oder den Prozentsatz des oberflächenreflektierten Lichts zur ursprünglich einfallenden Bestrahlungsstärke beschreibt. Ein Teil der Herausforderung bei der Berücksichtigung des Reflexionsvermögens der Bodenoberfläche bei bifazialen Anwendungen besteht darin, dass Albedo kein einziger Wert ist. Nicht nur die Größe der Albedo ändert sich basierend auf der Tages- oder Jahreszeit, sondern auch das Spektrum der Albedo ändert sich basierend auf der Bodenbedeckung. Das Spektrum der Albedo ist für Gras gegenüber Felsen gegenüber Schnee unterschiedlich. Da es für Entwickler unpraktisch ist, die Albedo in Freifeldanwendungen künstlich zu erhöhen, besteht das relevante Ziel der Projektoptimierung darin, ortsspezifische durchschnittliche oder monatliche Albedowerte genau zu charakterisieren.
2. Schattierung auf der Rückseite: Hindernisse wirken sich auf die Verstärkung aus
Das Design und die Ausrichtung des Trackers haben auch einen erheblichen Einfluss auf die Bifacial-Gewinne. Diese Faktoren umfassen:
Form des Drehmomentrohrs
Drehmomentrohrabstand von der Rückseite des Moduls
Pfosten- und Lagerausrichtung
Tracker-Verhältnis von Höhe zu Breite
Abstand von Zeile zu Zeile
Sichtfaktor
Hindernisse zwischen den Modulen und dem Boden wirken sich auf die Bifacialgewinne aus. Diese Hindernisse können Systemausgleichskomponenten wie Drahtwannen, PV-Draht, Kombinationsboxen usw. umfassen. Die Stützstruktur selbst trägt auch zur Rückseitenbeschattung bei. Im Gegensatz zur Albedo können Projektdesigner die Schattierung der Rückseite durch strategische Produktionen und Designentscheidungen beeinflussen.
3. Modulfehlanpassung: Die Relevanz der Bestrahlungsstärken
Auf dem Feld sind Reihen von PV-Modulen in Reihe geschaltet, so dass durch jedes Modul der gleiche elektrische Strom fließt. In einem 1.500-Volt-System sind 28-Modul-Strings typisch. Leider kann der optimale Ausgangsstrom zum Erreichen der maximalen Ausgangsleistung für jedes PV-Modul geringfügig unterschiedlich sein. Das Niveau des optimalen Ausgangsstroms wird von mehreren Faktoren beeinflusst, einschließlich Herstellungsschwankungen, Verschlechterung und Bestrahlungsstärke. Ein ungleichmäßiger Abbau von mono- oder bifazialen PV-Modulen kann durch einen potenziell induzierten Abbau (PID), einen durch Licht und erhöhte Temperaturen induzierten Abbau (LeTID), eine Vergilbung der Einkapselung und andere Faktoren verursacht werden.
Für die bifaziale PV-Modultechnologie ist der relevante Bestrahlungsstärkepegel zur Bestimmung der Modulfehlanpassung die Kombination von Bestrahlungsstärke auf der Vorder- und Rückseite . Wenn keine Schattierung von Objekten in der Nähe wie Bäumen oder benachbarten Modulreihen erfolgt, ist die Bestrahlungsstärke auf der Vorderseite in der Regel über alle Module hinweg konsistent. Die Bestrahlungsstärke auf der Rückseite des Moduls wird jedoch durch Hindernisse zwischen der Rückseite des Moduls und dem Boden beeinträchtigt. Durch die Minimierung dieser Hindernisse werden Fehlanpassungsverluste verringert.
4. Elektrische Bespannung: Mögliche Ursache für Fehlanpassungen
Bei 2P-Tracker-Designs ist das elektrische Bespannen auch eine potenzielle Ursache für Modulfehlanpassungen. Insbesondere ist es nicht optimal, Module aus einer oberen Reihe in derselben elektrischen Kette wie Module in einer unteren Reihe zu haben. In diesem Szenario variiert die Intensität des reflektierten Sonnenlichts auf der Rückseite der Module zwischen den Reihen basierend auf dem Abstand zum Boden. Diese Ungleichmäßigkeit der Bestrahlungsstärke erhöht die Fehlanpassungseffekte. In ähnlicher Weise könnte sich die Ausrichtung im Hoch- und Querformat auf die Fehlanpassung auswirken, je nachdem, ob die ungleichmäßige Bestrahlungsstärke auf der Rückseite senkrecht oder parallel zu den Zellketten und Bypass-Dioden verläuft.
5. Produktqualifizierung: das richtige Modul
PV-Modulionen sind einer der dynamischsten und kritischsten Aspekte bei der Entwicklung eines Solarprojekts. Die Modultechnologie entwickelt sich in vielerlei Hinsicht schnell weiter:
Formfaktoren und Nennleistungen nehmen zu.
Viele Hersteller erhöhen die Wafergröße. andere verwenden halbgeschnittene oder sogar drittgeschnittene Zellen.
Die Verdrahtungsmethoden der internen Schaltkreise unterscheiden sich.
Bifacial-Module können Glas-Glas- oder Glas-Backsheet-Designs aufweisen.
Die Stücklistendaten variieren je nach Hersteller, Fabrik oder sogar Charge.
Bifacial-Module können auf der Vorder- und Rückseite unterschiedliche Verschlechterungen aufweisen, die sich im Laufe der Zeit auf die Bifacial-Energiegewinne auswirken.
Das richtige Produkt für ein bestimmtes Projekt zu finden, hängt immer von den standortspezifischen Umweltbedingungen sowie den projektspezifischen Finanzierungsanforderungen ab. Die Produktqualifizierungsprogramme (PQPs) von PVEL konzentrieren sich auf die Bewertung der Qualität von PV-Modulen, Wechselrichtern und Energiespeichersystemen anhand einer umfassenden Reihe von Zuverlässigkeits- und Leistungstests.
