Forscher der King Mongkut University of Technology North Bangkok in Thailand haben eine neue Methode vorgeschlagen, um technisch-ökonomische Bewertungen verteilter PV-Systeme unter Berücksichtigung überspannungsbedingter Einschränkungen durchzuführen.
Die Wissenschaftler betonten, dass der neue Ansatz im Gegensatz zu früheren Methoden zur PV-Systemdimensionierung nicht darauf abzielt, die optimale Größe einer Solaranlage auf der Grundlage von Gewinnmaximierungs- und Eigenverbrauchsrichtlinien zu ermitteln. Sie schlugen eher vor, Überdimensionierung und eine „übertriebene Rentabilität“ zu vermeiden, sagten jedoch, dass diese Wahl zu deutlich verbesserten Stromgestehungskosten (LCOE) führe, insbesondere in Szenarien, in denen aufgrund einer stärkeren Durchdringung erneuerbarer Energiequellen mit einer zunehmenden Kürzung zu rechnen sei.
Die Forschungsgruppe führte eine Sensitivitätsanalyse durch, um die Auswirkungen unterschiedlicher Spannungsschwellenwerte überspannungsbedingter Erzeugungskürzungen auf die technisch-ökonomische Leistung verteilter PV-Systeme auf der Grundlage der von der Metropolitan Electricity Authority (MEA) in Thailand festgelegten Stromtarife zu bewerten.
Die Wissenschaftler überwachten die Belastung ein ganzes Jahr lang im Jahr 2018 und stellten fest, dass die maximale Belastung bei 21,00 lag, wobei der Verbrauch im April am höchsten war. „Dadurch stiegen die Luftkühlungslasten deutlich an“, erklärten sie. „Die Belastung nahm tendenziell ab, wenn die Jahreszeit vom Sommer (März bis Mai) zum Winter (November bis Februar) wechselte. Die niedrigste Belastung wurde im Dezember festgestellt, da die Temperatur normalerweise angenehm war und die Luftkühlungslasten erheblich reduziert wurden.“
Die Strompreise im untersuchten Gebiet lagen zwischen 2,176 $/kWh und 0,057 $/kWh und es wurde angenommen, dass eine Strategie zur Leistungsreduzierung umgesetzt wird. Diese Methode erfordert den Einsatz eines zusätzlichen Reglers am Anschlusspunkt (PCC) und wird im Allgemeinen zur lokalen Leistungsreduzierung von PV-Anlagen verwendet.. "Diese Strategie drosselt die PV-Stromerzeugung, wenn die Spannung gemäß den Standards ANSI C84.1-2016, IEEE 1547-2018 und IEC 60038-2009 den Schwellenwert von 1,06 pu erreicht“, erläuterten die Forscher.
Ihre Analyse berücksichtigte technoökonomische Parameter wie die Eigenverbrauchsquote (SCR), die Selbstversorgungsquote (SSR), den Kapitalwert (NPV) und die Stromgestehungskosten.
Sie übernahmen auch den sogenannten Jiménez-Castillo-Ansatz zur Optimierung der PV-Systemgröße, der auf die Maximierung der Kapitalwertwerte abzielt, und betrachteten vier verschiedene Szenarien: Szenario 0, bei dem Überspannung und Drosselung vernachlässigt werden; Szenario 1, bei dem die durch Überspannung verursachte Stromerzeugungskürzung und der PV-Installationsort berücksichtigt werden und PV-Systeme an jedem Knoten in jedem Gebiet installiert werden; Szenario 2, bei dem an jedem Knoten in zwei Bereichen PV-Anlagen installiert sind; und Szenario 3, bei dem PV-Systeme an jedem Knoten in jedem Bereich der Einspeisung installiert sind.
Durch diese Bewertung stellten die Wissenschaftler fest, dass die Größe der PV-Anlage je nach Anzahl der PV-Anlagen und deren Standort um bis zu 58,33 % reduziert werden könnte, um Drosselungen und Überspannungen zu vermeiden. Dies würde zu einer Reduzierung des Kapitalwerts um 21,34 %, aber auch zu einer Erhöhung der Stromgestehungskosten um 22,96 % führen.
„Darüber hinaus deuten die Ergebnisse darauf hin, dass der SCR leicht um bis zu 11 % zunahm, der SSR jedoch geringfügig um bis zu 4 % abnahm, wenn eine überspannungsbedingte Strombegrenzung implementiert wurde“, fügten sie hinzu. „Schließlich ergab die Sensitivitätsanalyse, dass die optimale PV-Kapazität trotz unterschiedlicher Spannungsschwellen unverändert blieb. Der Kapitalwert verringerte sich jedoch deutlich um bis zu 25 %, und die Stromgestehungskosten stiegen um bis zu 20,72 %, wenn die Spannungsschwelle auf 1,01 sank pu Der SCR stieg tendenziell um etwa 10 %, während der SSR unverändert blieb.
Ihre Erkenntnisse sind in der Studie „Technoökonomische Bewertung netzgekoppelter Photovoltaikanlagen für Privathaushalte unter Berücksichtigung überspannungsbedingter Stromeinbußen“, das kürzlich in veröffentlicht wurdeEnergieberichte.
