СТС Солар АД

Здравейте,
Надявам се да провокирам интереса Ви с тази тема и да поощря обмена на занания, което правите много успешно в този форум.
Програмните продукти имат доста широки възможности. Въпреки всички Хелпове и Ръководства, често пъти много функции остават скрити, докато не се сблъскаш с дадена задача. Предлагам Ви в тази тема да споделяме опит и нови възможности, които сме намерили в програми като PVSyst, PV sol, Meteonorm и каквито други предложите.

Някой правил ли е сравнение при симулация на по-голяма централа, дали е допустимо разделянето й на части , които да се симулират отделно или опростяване на модела и да се сумира резултата?
Пример: Ако правоъгълен терен не е правилно ориентиран към посока Юг, тогава се появяват много малки конструкции за уплътняването му. Ако се разгледа, че е правилно ориентиран, т.е. да се опрости структурата на редовете - то какъв ще е резултата.

Големите централи се разделят на блокове и между тях се прави пътна инфраструктура. Широчината на пътя е поне 4-5 метра, което означава, че между отделните блокове няма взаимни засенчвания. Следователно всеки един блок може да се симулира отделно.

Когато попълвате с модули разни триъгълничета по контура на парцела, ЗАДЪЛЖИТЕЛНО тези модули трябва да се симулират с основната група. Ако искате да направите симулация само на тях, то тогава основната група трябва да бъде обявена като засенчващ обект (например паралелепипед с вярната височина и отстояние).

PVSYST има някои ограничения, които му пречат да прави симулации на много големи централи. Те са следните:

1. Максимален брой на стринговете в една централа - 32760. При централи с монокристални модули един стринг е около 2 kW, което означава, че максималната централа е около 60MW. При тънкослойни централи един стринг е около 250-300W, което означава, че максималната централа е около 10MW

2. За да изчисли правилно засенчванията, PVSYST прави проверка на всеки обект със всеки. Тоест 10 пъти повече обекти ще предизвикат 100 пъти по-много изчисления (по-голямо бавене). Една централа по субсидиите се изчислява за няколко секунди, а една централа от 1-2MW - за няколко минути. Изчислението на 10MW централа сигурно ще отнеме час, а на 50MW централа - 1 денонощие.

При това положение сами разбирате, че големи централи трябва да се смятат по части. Но това не е проблем, тъй като и от гледна точка на трафопостовете не е добре да има блокове с мощност, по-голяма от 1MW.

От написаното по-горе става ясно, че е най-добре мегаватовите централи да се делят на блокове от по 1 MW, като тези блокове:
1. Имат собствен трафопост
2. Физически са разделени от пътна инфраструктура
3. Симулират се отделно, извън контекста на останалите

В допълнение на казаното от г-н Матеев в прединят пост искам да добавя, че всички тези принципи важат само за проектиране на големи централи върху напълно равни (хоризонтални и/или наклонени) терени с неравност на повърхността не по-голяма 1м.

Когато се проектират централи върху терени със сложен релеф те се разделят условно на по-малки равни терени апроксимирайки релефа. Неравноста на всяка отделна част може да се обере при монтажа на носещите конструкции и максимално допустимата и величина зависи от техническите параметри на носещата конструкция.

Всяка отделна равна част се симулира отделно, като и се дефинират характерните наклони и изложения. Съседните части се дефинират като околни засенчваши обекти, с техните габарити, контури и разположение. При разделянето на част следва да се съблюдават и физическите размери на стринговете, защото в противен случай, биха се получили дупки в полето.

Друга важна особеност в този случай е избора на инверторно решение и етажност на носещите конструкции. При избора на инверторно решение могат да се приложат следните два подхода:
1. Избор на по-малки инвертори, съобразно вяка отделна част. Това решение има доста недостатъци.
2. Прилагане на най-новите инверторни решения, при които MPP тракера, заедно с BOST DC/DC конвертора е изнесен физически до всеки стринг или група от стрингове. В този случай е възможно използването на големи централни инвертори (тип 1MVA), работещи на постоянно DC напрежение. Това решение намалява в голяма степен влиянието на засенчванията върху електропроизводството и оптимизира в най-голяма степен както количествата произведена енергия, така и сеченията на използваните в DC частта кабели. Типична система изполваща тази топология е SOLSTICE на SATCON.

Друга особеност при проектирането на големи централи е избора на етажност на носещата конструкция и ориентация на модилите от съответните редове. Общият принцип е - колкото повече етажи - токова по малко влияние на взаимното засенчване. Крайният избор обаче зависи от много фактори, които основно определят цената на носещата конструкция и техническото обслучване на централата.
При избора на разположение на модулите и стринговете следва да се съблюдават следните правила:
1. Всеки стринг да се разполага на един етаж. Ако това не е възможно, максимим на два съседни етажа;
2. Кристалните модули се монтират легнали - с дългата страна по посока на реда;
3. Тънкослойните модули се монтират прави - надлъжните клетки да са перпендикулярни на реда.

PVSYST има средно добре развита система за описване и симулация на многоетажни конструкции. За съжаление тази програма работи само с еднакви правоъгълни форми на стринговете в всяко отделно поле от редове. Разбира се тази особенност не е сериозен недостатък, тъй като подобни конфигурации са екзотични и крайно не препоръчителни.

Благодаря Ви за анализа. А за кристалните модули, четох някъде /за съжаление вече не помня къде/, че е по-добре да монтирани с късата страна по посока на реда поради по-добра вентилация. Какво е съображението да са на дългата страна?
Само бих искал да добавя, че в България няма опит и за стопанисване /експлоатация/ на голяма централа. Никога не съм виждал и изчисления свързани с жизнения цикъл - LCA. Според мен не е разумно конструкцията да е на повече от четири етажа /на къса страна на модула/, или височина, която налага стълба над 2 м. поради съображения /разходи/ за обслужване.
По отношение на PV Syst ми се струва, че трябва да коментираме следното: Програмата изчислява с активна площ и рамка за конструкцията. Физическите размери на панелите и активната площ за кристалните технологии са различни. За по-прецизни резултати е необходимо да се прави чертеж извън PV Syst и от получения брой панели да се прави симулация, но само с активните площи на панелите. Мисля, че така е коректно от това което виждам при въвеждането на разпределението по стрингове. Това обаче изкривява реалното разположение в парцела: ако имаме ред дълъг 100 м. /като тук не влизат пътеките/ можем да монтираме 117 панела на къса страна - 0,85 м. На всеки панел губим по = 2х0,02м от рамката + 0,03 от монтажни разстояния = 0.07, или общо 117х0,07 = 8,19 м на ред. Това е доста голямо изместване изместване.
Вие какво мислите?

Първо бих искал да разясня защо при многоредови конструкции с кристални модули е препоръчително да се поставят хоризонтално (легнали) с дългата страна по посока на реда. Причината за това е, че отдлните клетки в кристалния панел обикновенно са свързани последователно. Следователно засенчването на която и да е отделна клетка от модула, намалява електропроизводството на ЦЕЛИЯ СТРИНГ ОТ ПАНЕЛИ. При многоредовите конструкции, сянката, която хвърля всеки по-южен ред към по-северния започва първо от най-долния ред и се изкачва към по-горните. Засегнатите панели практически спират да произвеждат електричество още при засенчване само на първите наи-долни клетки от най-долния ред. Но за времето в което най-долния ред е засенчен, по-горните редове работят нормално. Сега става ясно защо винаги се стремим да поставим цял стринг на 1 ред, а не да поставяме панели от един стринг на различни редове. Разбира се това не винаги е възможно и се налагат изключения. Към един инвертор обаче следва да се включват стрингове с еднакво засенчване. Това е разгледано в предния пост. Поради тази особеност и панелите се монтират легнали, тъй като по този начин времето за засечване, а от там и електропроизводството се оптимизират.
За PVSyst - проблема който коментирате е решен доста добре.
1. При дефинирането на конкретен панл се дефинират отделно физическите размери на рамката, активната площ на всяка клетка, както и броя на клетките в съответния панел. Това дава завършена дефиниция на панела и неговата активна площ.
2. При дефиниране на фотоволтаично поле, в зависимост от избраната топология и носеща конструкция се описват физическите размери на целия ред, броя на редовете и специфичния наклон на терена (по азимут и хоризонт). Това са реалните физчески размери, включващи и отстоянията между панелите, както в реда, така и между редовете (етажите) в многоредовата конструкция.
3. За всяко поле се дефинират физическите размери на стринговете. Когато се дефинират тези размери се включват и отстояниата между панелите и/или отстоянията между редовете на които е разположен стринга.
4. Дефинират се околните засенчващи обекти

Така направените дефиниции, описват напълно бъдещата електроцентрала (или част от електроцентрала) и симулациите ще бъдат прецизни.

Програмата PVSyst отчита ли ориентацията на кристалните панели, когато изчислява загубите от засенчване? Ако имаме панел с клетки, свързани последователно по дългата му страна и стринга е нареден по късата страна на панелите, PVSyst ще отчете ли, че при засенчване още на най-долния ред клетки целият стринг ще спре? И ако стринга е нареден по дългата страна на панелите, ще се усети ли програмата, че докато е засенчена по-малко от половината площ на панелите, те ще работят на половин мощност?

PVSYST винаги подхожда песимистично. Дори и да е засенчен само 1 мм от ръба на 1 модул, PVSYST ще обяви за засенчен целия стринг. Освен това ако засенчващия обект е много тънък (напр. жица на далекопровод) PVSYST ще обяви за засенчен целия стринг, а в действителност една жица въобще не влияе на електропроизводството (заради дифракцията).

Този въпрос може да не е точно по темата, но не намерих къде да го пусна.
За пореден път гледам чужд проект /не български/ и виждам, че си позволяват големи отклонения от това което се коментира за оптимално. В дадения случай две съседни полета свързани към един повишаващ траф са с различна стъпка: едната е оптималната, другата с около 55 см. по-малка. Обяснявам си, че е заради симетричното товарене на трафа, който е с две първични.
Обаче много ме изненада наклона на панелите - 25º? Не намирам обяснение за това, а модела в PV Syst определено ми дава по-малък добив.
Някой има ли идея за малкия наклон.

проекта не е български, но мястото за което е проекта в България ли е?

Да

може да са оптимизирали за по-голяма мощност на по-малка площ, а после за да имат унифицирани конструкции да са прехвърлили всичко и на по-големия парцел

не може да се измислят съображенията на проектантите само на базата на толкова малко информация (а не е и нужно)

Всичко това е напълно възможно. Просто търсех логично обяснение за себе си.

RevSol написа:Този въпрос може да не е точно по темата, но не намерих къде да го пусна.
За пореден път гледам чужд проект /не български/ и виждам, че си позволяват големи отклонения от това което се коментира за оптимално. В дадения случай две съседни полета свързани към един повишаващ траф са с различна стъпка: едната е оптималната, другата с около 55 см. по-малка. Обяснявам си, че е заради симетричното товарене на трафа, който е с две първични.
Обаче много ме изненада наклона на панелите - 25º? Не намирам обяснение за това, а модела в PV Syst определено ми дава по-малък добив.
Някой има ли идея за малкия наклон.

Обяснението е много просто:

ТАКА ТРЯБВА ДА БЪДЕ !!! Наклона е правилен !!!

Това досега не е коментирано във форума и е една от малкото тайни, които досега крих от аудиторията. Явно обаче е настъпило времето да я разкрия.

И такаааааааа...............

ОПТИМАЛНИЯ ЪГЪЛ НА ЕДНА ЦЕНТРАЛА СИЛНО ЗАВИСИ ОТ МЕЖДУРЕДОВОТО РАЗСТОЯНИЕ !!!!!

Ако централата се състои от една плоча, то тогава оптималния ъгъл за региона на България е 32-35 градуса. Ако обаче централата е с много редове един зад друг, то тогава оптималния ъгъл е в диапазона 25-30 градуса.

Западната школа ни учи, че междуредовото разстояние се изчислява през ъгъла на слънцето на 21 декември в 12:00 часа. До тук добре. Но ако така определяме това разстояние, то тогава трябва да търсим оптимума около 24-26 градуса. За да получим оптимум от порядъка на 30 градуса и да ползваме стандартни двуредови конструкции, трябва допълнително да увеличим междуредовото разстояние с около 1-1.50 метра. Точно така правя и с нашите клиенти. Когато обаче земята е малко и трябва редовете да се нагъчкат на минималното разстояние или близо до него, тогава се правят симулации на PVSYST и се търси оптимума. И обикновенно той се намира в диапазона 25-28 градуса.

Обяснението на този феномен е много просто. Намаляването на ъгъла с няколко градуса почти не намалява лятната енергия, докато в същото време чувствително увеличава зимната (с 2-3% в средногодишен план). Всичко идва от грешното разбиране, че ъгъла на слънцето на 21 декември в 12:00 часа е минимално възможния ъгъл на засенчване. Това не е вярно. Истината е, че в 11:00 или в 10:00 часа модулите през зимата са в сянка. Когато започнем да намаляваме ъгъла на модулите, ситуацията се подобрява с първите няколко градуса и после отново започва да се влошава, защото загубата от лятна радиация взема превес над печалбата от зимна радиация.

Това мисля че го коментирахме и за централата в Пловдив.
Там панелите са даже под 25° (ако не се лъжа).
Точно там стана на въпрос че загубите от този наклон едва ли
ще са повече от 2-3% годишно.
Ти и за още тайни ще се сетиш да ни открехнеш