Дослідники з Технологічного університету короля Монгкута в Північному Бангкоку в Таїланді запропонували нову методологію для проведення техніко-економічної оцінки розподілених фотоелектричних систем з урахуванням обмеження, спричиненого перенапругою.
Вчені підкреслили, що, на відміну від попередніх методів визначення розмірів фотоелектричної системи, новий підхід не призначений для визначення оптимального розміру сонячної батареї на основі політики максимізації прибутку та власного споживання. Вони радше запропонували уникати надмірного розміру та «перебільшеної рентабельності», але сказали, що цей вибір призводить до значного покращення вирівняної вартості енергії (LCOE), особливо в сценаріях, де очікується збільшення скорочення через ширше проникнення відновлюваних джерел енергії.
Дослідницька група провела аналіз чутливості, щоб оцінити вплив різних порогових значень напруги припинення генерації, спричиненого перенапругою, на техніко-економічні показники розподілених фотоелектричних систем на основі тарифів на електроенергію, встановлених Міським управлінням електроенергетики (MEA) у Таїланді.
Вчені спостерігали за навантаженням протягом цілого 2018 року та виявили, що максимальне навантаження було 21.00, причому споживання було найвищим у квітні. «У результаті навантаження на повітряне охолодження значно зросли», – пояснили вони. «Навантаження, як правило, зменшувалося, коли сезон змінювався з літа (березень на травень) на зиму (листопад — лютий). Найнижче навантаження було виявлено в грудні, оскільки температура зазвичай була приємною, що суттєво зменшувало навантаження на охолодження повітря».
Ціни на електроенергію в досліджуваному регіоні коливалися від ${{0}}.176/кВт-год до 0,057 $/кВт-год, і передбачалося, що буде реалізовано стратегію скорочення падіння вольт/ват. Цей метод вимагає розгортання додаткового контролера в точці загального з’єднання (PCC) і зазвичай використовується для локального обмеження електроенергії PV. "Ця стратегія обмежує генерацію PV, коли напруга досягає порогу 1,06 о.е., відповідно до стандартів ANSI C84.1-2016, IEEE 1547-2018 і IEC 60038-2009», — уточнили дослідники.
Їхній аналіз враховував техніко-економічні параметри, такі як рівень власного споживання (SCR), рівень самозабезпечення (SSR), чиста поточна вартість (NPV) і LCOE.
Вони також прийняли так званий підхід до оптимізації розмірів фотоелектричної системи Хіменеса-Кастільо, який спрямований на максимізацію значень NPV, і розглянули чотири різні сценарії: Сценарій 0, де нехтують перенапругою та скороченням; Сценарій 1, де враховується припинення генерації, спричинене перенапругою, і розташування фотоелектричної установки, а фотоелектричні системи встановлені на кожному вузлі в кожній області; Сценарій 2, де фотоелектричні системи встановлено на кожному вузлі у двох областях; і Сценарій 3, де фотоелектричні системи встановлені на кожному вузлі в кожній зоні фідера.
Завдяки цій оцінці вчені виявили, що, щоб уникнути скорочення та перенапруги, розмір фотоелектричної системи можна зменшити до 58,33%, залежно від кількості фотоелектричних систем та їх розташування. Це призведе до зменшення NPV на 21,34%, а також до збільшення LCOE на 22,96%.
«Крім того, результати показують, що SCR незначно збільшився до 11%, але SSR незначно знизився до 4% при застосуванні обмеження генерації, спричиненого перенапругою», – додали вони. «Зрештою, аналіз чутливості показав, що оптимальна фотоелектрична потужність залишилася незмінною, навіть якщо застосовувалися різні порогові значення напруги. Однак NPV значно зменшилася на 25%, а LCOE зросла на 20,72%, оскільки поріг напруги знизився до 1,01 pu SCR мав тенденцію до збільшення приблизно на 10%, тоді як SSR залишався незмінним».
Їх висновки доступні в дослідженні "Техніко-економічна оцінка приєднаних до мережі житлових фотоелектричних систем з урахуванням обмеження генерації через перенапругу», яка нещодавно була опублікована вЕнергетичні звіти.
