Raziskovalci s tehnološke univerze kralja Mongkuta v severnem Bangkoku na Tajskem so predlagali novo metodologijo za izvajanje tehnično-ekonomskih ocen porazdeljenih fotonapetostnih sistemov ob upoštevanju omejitve, ki jo povzroči prenapetost.
Znanstveniki so poudarili, da v nasprotju s prejšnjimi metodami za dimenzioniranje fotovoltaičnih sistemov novi pristop ni namenjen ugotavljanju optimalne velikosti sončnega niza na podlagi politik maksimiranja dobička in lastne porabe. Raje so predlagali, da bi se izognili predimenzioniranju in "pretirani dobičkonosnosti", vendar so dejali, da ta izbira vodi do bistveno izboljšanih izravnanih stroškov energije (LCOE), zlasti v scenarijih, kjer se pričakuje, da se bo omejitev povečala zaradi večjega prodora obnovljivih virov energije.
Raziskovalna skupina je izvedla analizo občutljivosti, da bi ocenila vplive različnih napetostnih pragov omejevanja proizvodnje zaradi prenapetosti na tehnično-ekonomsko učinkovitost porazdeljenih fotonapetostnih sistemov na podlagi tarif za električno energijo, ki jih je določil Metropolitan Electricity Authority (MEA) na Tajskem.
Akademiki so spremljali obremenitev celo leto 2018 in ugotovili, da so bile največje obremenitve pri 21.00, pri čemer je bila poraba najvišja aprila. »Posledično so se obremenitve zračnega hlajenja precej povečale,« so pojasnili. "Obremenitev se je ponavadi zmanjšala, ko se je sezona spremenila iz poletja (marec v maj) v zimo (od novembra do februarja). Najnižja obremenitev je bila ugotovljena decembra, ker je bila temperatura običajno prijetna, kar je znatno zmanjšalo obremenitve zračnega hlajenja."
Cene električne energije na analiziranem območju so se gibale od ${{0}},176 $/kWh do 0,057 $/kWh, predpostavljalo se je, da se izvaja strategija omejevanja volt-vatnega padca. Ta metoda zahteva namestitev dodatnega krmilnika na točki skupnega spajanja (PCC) in se običajno uporablja za lokalno omejevanje PV moči. "Ta strategija zmanjša nastajanje PV, ko napetost doseže prag 1,06 pu, v skladu s standardi ANSI C84.1-2016, IEEE 1547-2018 in IEC 60038-2009,« so pojasnili raziskovalci.
Njihova analiza je upoštevala tehnično-ekonomske parametre, kot so stopnja lastne porabe (SCR), stopnja samooskrbe (SSR), neto sedanja vrednost (NPV) in LCOE.
Sprejeli so tudi tako imenovani pristop k optimizaciji velikosti PV sistema Jiménez-Castillo, katerega cilj je maksimiranje vrednosti NPV, in upoštevali štiri različne scenarije: Scenarij 0, kjer sta prenapetost in omejitev zanemarjeni; Scenarij 1, kjer se upoštevata omejitev proizvodnje zaradi prenapetosti in lokacija fotonapetostne namestitve ter so fotonapetostni sistemi nameščeni na vsakem vozlišču na vsakem območju; Scenarij 2, kjer so PV sistemi nameščeni na vsakem vozlišču na dveh območjih; in Scenarij 3, kjer je območje PV sistemov nameščeno na vsakem vozlišču v vsakem območju podajalnika.
S to oceno so znanstveniki ugotovili, da bi se lahko velikost fotonapetostnega sistema zmanjšala za do 58,33 %, odvisno od števila fotonapetostnih sistemov in njihove lokacije, da bi se izognili omejitvi in prenapetosti. To bi vodilo do zmanjšanja NPV za 21,34 %, a tudi do povečanja LCOE za 22,96 %.
"Poleg tega ugotovitve kažejo, da se je SCR rahlo povečal za do 11%, vendar se je SSR rahlo zmanjšal za do 4% pri izvajanju omejevanja proizvodnje zaradi prenapetosti," so dodali. "Nazadnje je analiza občutljivosti pokazala, da je optimalna fotonapetostna zmogljivost ostala nespremenjena, čeprav so bili uporabljeni različni napetostni pragovi. Vendar pa se je NPV bistveno zmanjšala za do 25 %, LCOE pa se je povečal za do 20,72%, ko se je napetostni prag znižal na 1,01 pu SCR se je povečal za približno 10 %, medtem ko je SSR ostal nespremenjen."
Njihove ugotovitve so na voljo v študiji "Tehnološko-ekonomska ocena omrežnih stanovanjskih fotovoltaičnih sistemov z upoštevanjem omejevanja proizvodnje zaradi prenapetosti,« ki je bil nedavno objavljen vEnergetska poročila.
