Abstrakt
Die Nichtübereinstimmung der Module ist einer der größten technischen Engpässe, der die Verbesserung der Effizienz der Stromerzeugung von Photovoltaiksystemen (PV) einschränkt. Sein Wesen ist der „Bucket-Effekt“, der durch inkonsistente Ausgangsströme von PV-Modulen in einer Reihenschaltung verursacht wird. Laut Statistiken des Photovoltaic Power Systems Program (PVPS) der Internationalen Energieagentur (IEA) liegt der weltweite durchschnittliche Stromerzeugungsverlust aufgrund von Diskrepanzen in PV-Kraftwerken zwischen 5 % und 15 % und kann bei Anlagen mit komplexem Gelände oder schlechter Bedienung und Wartung sogar 20 % übersteigen. Unter diesen ist der Neigungswinkelunterschied die häufigste Ursache für Fehlanpassungen in komplexen Installationsszenarien wie Berggebieten und Dächern und macht etwa 40–60 % der gesamten Fehlanpassungsverluste aus.
1.Grundprinzipien und physikalische Mechanismen der Nichtübereinstimmung von PV-Modulen
1.1 Elektrische Eigenschaften von PV-Modulen
Die Ausgangseigenschaften eines PV-Moduls werden durch seine Strom--Spannungskurve (I-V) und seine Leistungs--Spannungskurve (P-V) bestimmt. Unter Standardtestbedingungen (STC: Bestrahlungsstärke 1000 W/m², Zelltemperatur 25 Grad, AM1,5-Spektrum) weist ein einzelnes Modul einen einzigartigen Maximum Power Point (MPP) auf.
Der Kurzschlussstrom (Isc) eines PV-Moduls ist ungefähr proportional zur auf die Zelloberfläche einfallenden SonneneinstrahlungDies ist die grundlegende physikalische Grundlage für die Strominkongruenz, die durch Neigungswinkelunterschiede verursacht wird. Die Formel lautet wie folgt:
Isc ≈ Isc_STC ×(G/GSTC)
Wo:
• Isc: Tatsächlicher Kurzschlussstrom (A)
• Isc_STC: Kurzschlussstrom unter Standardtestbedingungen (A)
• G: Tatsächliche einfallende Bestrahlungsstärke (W/m²)
• G_STC: Standardtest-Bestrahlungsstärke (1000 W/m²)
Wenn mehrere Module in Reihe geschaltet werden, um einen String zu bilden, gilt nach Kirchhoffs aktuellem Gesetz:Alle Module in einer Reihenschaltung müssen mit dem gleichen Strom betrieben werden; während die Gesamtspannung des Strings gleich der Summe der Betriebsspannungen jedes Moduls ist. Diese Eigenschaft führt dazu, dass Seriensysteme äußerst empfindlich auf Stromunterschiede reagieren.
1.2 Kernmechanismus des Mismatch-Phänomens
Der „Fasseffekt“ (auch bekannt als „schwächstes Glied“ oder „Engpasseffekt“) ist eine perfekte Analogie für das, was in in Reihe geschalteten PV-Modulen passiert. Stellen Sie sich eine Reihe von Fässern vor, die in einer Kette verbunden sind und jeweils ein anderes Fassungsvermögen haben. Die Wassermenge, die durch das gesamte System fließen kann, wird durch das Fass mit dem kleinsten Fassungsvermögen begrenzt-unabhängig davon, wie groß die anderen sind.
In einem PV-Strang sind die Module elektrisch in Reihe geschaltet, das heißt, durch alle muss der gleiche Strom fließen. Das Modul, das (aufgrund eines suboptimalen Winkels) die geringste Bestrahlungsstärke erhält, erzeugt den niedrigsten Strom. Dadurch wird der Strom des gesamten Strings gezwungen, mit dem Strom mit der niedrigsten Leistung übereinzustimmen, was dazu führt, dass die leistungsstärkeren Module unter ihrem Potenzial arbeiten. Leistungsverluste können erheblich sein und weit über die einfache Summe der einzelnen Reduzierungen hinausgehen.
2. Hauptursachen für die Nichtübereinstimmung von PV-Modulen
Die Ursachen für Modulfehlpaarungen sind komplex und vielfältig und können in zwei Kategorien eingeteilt werden: angeborene Fehlpaarung und erworbene Fehlpaarung.
2.1 Angeborene Nichtübereinstimmung: Unterschiede in den Werksparametern
Sogar Module, die in derselben Charge hergestellt werden, weisen geringfügige Unterschiede in ihren elektrischen Leistungsparametern auf, die auf Faktoren wie die Reinheit des Halbleitermaterials und Schwankungen im Produktionsprozess zurückzuführen sind. Modulhersteller führen in der Regel eine Leistungseinstufung (Binning) für Module durch, aber Module innerhalb derselben Leistungsklasse können immer noch Stromunterschiede von ±2,5 % aufweisen.
Der durch solche Fabrikparameterunterschiede verursachte Fehlanpassungsverlust beträgt normalerweise 2–3 %, was ein grundlegender Fehlanpassungsverlust ist, der nicht in allen PV-Systemen vollständig vermieden werden kann.
2.2 Erworbene Diskrepanz: Betriebsumgebung und Betriebs- und Wartungsfaktoren
Dies ist der Hauptgrund dafür, dass der tatsächliche Systemfehlanpassungsverlust viel größer ist als der Grundwert, insbesondere einschließlich:
• Inkonsistente Neigungswinkel und Azimutwinkel(wird weiter unten ausführlich analysiert)
• Nicht übereinstimmende Schattierung: Die Verschattung durch umliegende Gebäude, Bäume, Berge usw. sowie die dynamische Schattierung durch Wolken, Vögel usw. wurden korrigiert.
• Verschmutzung und Alterung passen nicht zusammen: Ungleichmäßige Verschmutzungen wie Staub, Schnee, Vogelkot auf der Moduloberfläche und unterschiedliche Alterungsraten nach Langzeitbetrieb
• Temperaturunterschied: Ungleichmäßige Temperaturen, verursacht durch unterschiedliche Wärmeableitungsbedingungen der Module
3. Eingehender Mechanismus und quantitative Analyse der durch Neigungswinkelunterschiede verursachten Fehlanpassung
Unter Nichtübereinstimmung des Neigungswinkels versteht man die inkonsistenten Installationsneigungswinkel (der Winkel zwischen der Modulebene und der horizontalen Ebene) verschiedener Module in derselben Serienreihe, was zu unterschiedlichen Sonneneinstrahlungsmengen führt, die jedes Modul empfängt, und damit zu Unterschieden im Ausgangsstrom. Dies ist die häufigste und leicht zu übersehende Art der Nichtübereinstimmung bei PV-Anlagen in Berggebieten und verteilten PV-Dachanlagen.
3.1 Hauptgründe dafür, dass unterschiedliche Installationswinkel dies verschlimmern:
• Variation der Bestrahlungsstärke: Ein in einem anderen Winkel geneigtes Modul fängt weniger direktes Sonnenlicht ein, insbesondere während der Spitzenzeiten. Beispielsweise können auf einem geneigten Dach mit unterschiedlichen Neigungen nach Süden ausgerichtete Module mit optimaler Neigung eine gute Leistung erbringen, während andere mit flacheren oder steileren Winkeln schlechter abschneiden.
• Tägliche und saisonale Auswirkungen: Winkel beeinflussen nicht nur die Spitzenleistung, sondern auch die Leistung im Laufe des Tages. Ungleichmäßige Neigungen führen zu nicht übereinstimmenden IV-Kurven (Strom--Spannungseigenschaften), was zu erhöhten Fehlanpassungsverlusten führt.
• Zusammenwirken mit anderen Faktoren: Winkelunterschiede können Abschattungseffekte oder Temperaturgradienten verschlechtern, da sich schlecht geneigte Module unterschiedlich erwärmen können.
3.2 Quantitative Korrelation zwischen Neigungswinkeldifferenz und Modulausgangsstrom
Wir können die Beziehung zwischen Neigungswinkeldifferenz und Stromdifferenz quantifizieren, indem wir die gesamte ebene Bestrahlungsstärke bei verschiedenen Neigungswinkeln genau berechnen. Nimm die30. Grad nördlicher Breitengrad(das Jangtse-Flussbecken in China) als Beispiel zeigt die folgende Tabelle die jährlichen Gesamteinstrahlungsstärken und Kurzschlussstromunterschiede für verschiedene Installationsneigungswinkel relativ zum optimalen Neigungswinkel (ungefähr 30 Grad):
Installationsneigungswinkel ( Grad ) | Jährliche Gesamteinstrahlung (kWh/m²) | Bestrahlungsstärkeunterschied relativ zum optimalen Neigungswinkel (%) | Kurzschluss-Stromdifferenz im Stromkreis (%) |
| 10 | 1285 | -12.3 | -12.3 |
| 15 | 1352 | -7.7 | -7.7 |
| 20 | 1401 | -4.4 | -4.4 |
| 25 | 1432 | -2.3 | -2.3 |
| 30 (optimal) | 1466 | 0 | 0 |
| 35 | 1451 | -1.0 | -1.0 |
| 40 | 1420 | -3.1 | -3.1 |
| 45 | 1373 | -6.3 | -6.3 |
| 50 | 1312 | -10.5 | -10.5 |
Wichtigste Schlussfolgerungen:
1. Im 30. Grad nördlichen Breitengrad nimmt die jährliche Bestrahlungsstärke für jede 5-Grad-Abweichung vom optimalen Neigungswinkel um etwa 2 %-4 % ab, was einem Rückgang des Kurzschlussstroms um 2 % bis 4 % entspricht.
2. Wenn die Neigungswinkeldifferenz 20 Grad erreicht (z. B. 30 Grad gegenüber 10 Grad), kann die jährliche Stromdifferenz 12 % überschreiten.
3. Die momentanen Stromunterschiede sind viel größer als die jährlichen Durchschnittsunterschiede. Beispielsweise beträgt der Sonnenhöhenwinkel zur Mittagszeit der Sommersonnenwende etwa 83,5 Grad. Zu diesem Zeitpunkt ist die direkte Strahlungsintensität, die ein Modul mit einem Neigungswinkel von 10 Grad empfängt, etwa 15 % höher als die, die ein Modul mit einem Neigungswinkel von 30 Grad empfängt. Während zur Mittagszeit der Wintersonnenwende der Sonnenhöhenwinkel etwa 36,5 Grad beträgt und die direkte Strahlungsintensität, die ein Modul mit einem Neigungswinkel von 10 Grad empfängt, etwa 25 % geringer ist als die, die ein Modul mit einem Neigungswinkel von 30 Grad empfängt.
4. Vergleich gängiger Lösungen für Modulinkongruenzen
Um das Modul-Mismatch-Problem anzugehen, wurden in der Branche verschiedene Lösungen entwickelt, deren Kernidee darin bestehtBrechen Sie die Einschränkung, dass „Serienströme konsistent sein müssen“oderStromunterschiede minimieren.
4.1 Spezielle Designoptimierung für Neigungswinkelunterschiede
Dies ist die einfachste und kostengünstigste-Lösung und auch die Maßnahme, die alle Projekte zuerst übernehmen sollten:
1. Setzen Sie strikt das Prinzip „gleicher Neigungswinkel, gleiche Saite“ um: Dies ist die goldene Regel zur Verhinderung einer Fehlanpassung des Neigungswinkels. Module mit demselben Neigungswinkel und Azimutwinkel sollten im selben Strang in Reihe geschaltet werden, und Module mit unterschiedlichen Neigungswinkeln/Ausrichtungen dürfen niemals in Reihe miteinander verbunden werden.
2. Saitenlänge angemessen verkürzen: In Bereichen mit großen Neigungswinkelunterschieden kann eine entsprechende Verkürzung der Stringlänge (von 22–24 Modulen auf 18–20 Module) den Auswirkungsbereich der Fehlanpassung verringern.
3. Optimieren Sie die MPPT-Kanalaufteilung des Wechselrichters: Verbinden Sie Strings aus verschiedenen Neigungswinkelzonen mit verschiedenen MPPT-Kanälen, sodass jeder MPPT-Kanal nur den maximalen Leistungspunkt von Strings mit demselben Neigungswinkel verfolgt.
4.2 String-Wechselrichter: Multi-MPPT-Wechselrichter
Herkömmliche Zentralwechselrichter verfügen in der Regel nur über 1–2 MPPT-Kanäle, während moderne Stringwechselrichter im Allgemeinen mit mehreren unabhängigen MPPT-Kanälen ausgestattet sind (6-12 oder sogar mehr). Jeder MPPT-Kanal kann unabhängig den maximalen Leistungspunkt verschiedener Strings verfolgen und so die Auswirkungen einer Fehlanpassung auf einen einzelnen MPPT-Kanal beschränken.
Auswirkung auf die Nichtübereinstimmung des Neigungswinkels: Kann das Problem der Nichtübereinstimmung zwischen verschiedenen Neigungswinkelzonen wirksam lösen, kann jedoch die Neigungswinkelunterschiede innerhalb von Saiten in derselben Zone immer noch nicht lösen.
4.3 Modul-Level Power Electronics (MLPE) Technologie
Dies ist derzeit die effektivste technische Lösung zur Behebung von Neigungswinkelinkongruenzen, die hauptsächlich Leistungsoptimierer und Mikrowechselrichter umfasst:
1. Leistungsoptimierer
Auf der Rückseite jedes Moduls sind Leistungsoptimierer installiert, die eins-zu-eins mit den Modulen korrespondieren. Es kann die Betriebsspannung und den Betriebsstrom jedes Moduls unabhängig anpassen, sodass jedes Modul an seinem eigenen maximalen Leistungspunkt arbeitet und dann Gleichstrom an die Reihenschaltung ausgibt.
Auswirkung auf die Nichtübereinstimmung des Neigungswinkels: Kann Stromfehlanpassungen, die durch Neigungswinkelunterschiede innerhalb des Strings verursacht werden, vollständig beseitigen, sodass jedes Modul seinen maximalen Strom ausgeben kann. Messdaten zeigen, dass in Bergkraftwerken mit großen Neigungswinkelunterschieden der Einsatz von Leistungsoptimierern die Stromerzeugung um 15–20 % steigern kann.
2. Mikrowechselrichter
Mikrowechselrichter werden direkt auf der Rückseite jedes Moduls installiert und wandeln den vom Modul ausgegebenen Gleichstrom direkt in Wechselstrom um, der dann parallel an das Netz angeschlossen wird. Jedes Modul ist eine unabhängige Stromerzeugungseinheit, völlig frei von Reihenstrombeschränkungen.
Auswirkung auf die Nichtübereinstimmung des Neigungswinkels: Löst alle Probleme mit der Neigungswinkelfehlanpassung vollständig und jedes Modul kann unabhängig von der Neigungswinkeldifferenz unabhängig arbeiten.
Unser Unternehmen kann alle oben genannten Lösungen und Komplettsysteme anbieten. Wenn Sie diese benötigen, kontaktieren Sie uns bitte!
7. Zukünftige Entwicklungstrends
Mit der kontinuierlichen Weiterentwicklung der PV-Technologie werden auch Lösungen für das Modul-Mismatch-Problem ständig innoviert und weiterentwickelt:
1. Höhere Effizienz der MLPE-Technologie: Der Umwandlungswirkungsgrad von Leistungsoptimierern und Mikrowechselrichtern der neuen{0}Generation liegt bei über 99 %, bei weiter reduziertem Eigenstromverbrauch-und kontinuierlich sinkenden Kosten.
2. Intelligente Modultechnologie: Integration von Leistungsoptimierern oder Mikrowechselrichtern mit Modulen zu intelligenten Modulen, wodurch der Installationsprozess vereinfacht und die Systemzuverlässigkeit verbessert wird.
3. Digitale Zwillingstechnologie: Mithilfe der Digital-Twin-Technologie ein virtuelles Modell des PV-Kraftwerks erstellen, Fehlanpassungsverluste unter verschiedenen Arbeitsbedingungen genau simulieren und Frühwarnung und optimale Steuerung realisieren.
4. Neue Batterietechnologie: Wie beispielsweise geschindelte Module, halb-geschnittene Module, geschnittene Module usw. reduzieren die Auswirkungen von Schattierung und Nichtübereinstimmung durch Zellsegmentierung und optimierte Verbindungsmethoden. Beispielsweise können halb-geschnittene Module den durch Verschattung verursachten Leistungsverlust um etwa 50 % reduzieren.
Modulfehlanpassung ist ein unvermeidliches Phänomen in PV-Systemen,Dabei ist der Unterschied im Neigungswinkel die Hauptursache für die Nichtübereinstimmung in komplexen Installationsszenarien, und der daraus resultierende Stromerzeugungsverlust kann mehr als 15 % betragen. Unterschiede im Neigungswinkel führen direkt zu inkonsistenten Ausgangsströmen der Module, indem sie sich auf die Menge der von den Modulen empfangenen Sonneneinstrahlung auswirken und dann durch den „Eimereffekt“ der Reihenschaltung die Stromerzeugung des gesamten Strings begrenzen.
Für verschiedene Arten von PV-Kraftwerken sollte die am besten geeignete Mismatch-Lösung entsprechend Faktoren wie Geländebedingungen, Neigungswinkelunterschiedsgröße und Investitionsbudget ausgewählt werden. Freiflächen-Kraftwerke können mehreren-MPPT-Strangwechselrichtern Vorrang einräumen; Für komplexe Szenarien wie Berggebiete und Dächer mit großen Neigungswinkelunterschieden wird die Leistungselektroniktechnologie auf Modulebene erhebliche Verbesserungen bei der Stromerzeugung und Investitionsrenditen bringen.
