مدل‌سازی تلفات نیروگاه خورشیدی در PVsyst

ظرفیت نامی یک نیروگاه خورشیدی هرگز با انرژی تحویلی آن به شبکه برابر نیست. بین تابش خورشید روی سطح ماژول و کیلووات‌ساعتی که در نهایت به شبکه تزریق می‌شود، زنجیره‌ای از تلفات فیزیکی، الکتریکی و بهره‌برداری وجود دارد. تلفات سیستم نیروگاه خورشیدی همان بخشی از انرژی است که در این مسیر از دست می‌رود و مدلسازی درست آن، تفاوت میان یک طرح بانکی‌پذیر و یک برآورد خوشبینانه است.

تلفات سیستم نیروگاه خورشیدی چیست؟

در نیروگاه خورشیدی تلفات سیستم به مجموعه افت‌های انرژی گفته می‌شود که بین انرژی تابشی فرودی روی آرایه و انرژی تحویلی به شبکه، یا به مصرف‌کننده نهایی، رخ می‌دهد. این تلفات در PVsyst نه به صورت یک عدد واحد، بلکه به‌صورت یک زنجیره گام‌به‌گام مدل می‌شود.

سه دسته کلی تلفات عبارت‌اند از:

نکته کلیدی این است که PVsyst بخش مهمی از این تلفات را به‌صورت دینامیک و در هر گام زمانی محاسبه می‌کند، نه با یک درصد ثابت. به همین دلیل، وارد کردن درصدهای عمومی به‌جای داده واقعی پروژه، بزرگترین خطای رایج در شبیه سازی است.

PVsyst تلفات نیروگاه خورشیدی را چگونه محاسبه می‌کند؟

PVsyst تلفات را در دو سطح متفاوت مدیریت می‌کند و تشخیص این تفاوت، پایه کل مقاله است.

تلفات محاسبه‌شده (Dynamic)

این تلفات از داده واقعی و در هر گام زمانی محاسبه می‌شوند:

• تلفات زاویه تابش (IAM) از منحنی اپتیکی ماژول
• تلفات دما از مدل حرارتی و شرایط اقلیمی
• تلفات کابل از طول، سطح مقطع و جریان لحظه‌ای
• تلفات سایه از هندسه سایت و آرایش ماژول
• تلفات اینورتر از منحنی راندمان و محدودیت‌های توان

پارامترهای قراردادی (Fixed)

این مقادیر به‌صورت درصد یا ضریب توسط کاربر تعیین می‌شوند:

• تلفات کیفیت ماژول
• تلفات mismatch
• تلفات LID
• ضریب کثیفی
• عدم دسترس‌پذیری و مصرف داخلی

فهم این تفاوت مهم است، زیرا تلفات ثابت روی کل تلفات دینامیک اثر می‌گذارند و ترتیب اعمال آن‌ها بر نتیجه نهایی اهمیت دارد.

مسیر دسترسی در PVsyst

برای تنظیم دقیق تلفات، مسیر زیر را در نرم‌افزار دنبال کنید:

Project Design → System / Array Configuration → Detailed Losses → Array Losses / System Losses → Simulation → Loss Diagram

دسته بندی تلفات در Loss Diagram

Loss Diagram یک نمایش زنجیره‌ای است که انرژی را از تابش مرجع تا تزریق به شبکه دنبال می‌کند. جدول زیر جایگاه هر تلفات را نشان می‌دهد:

مدلسازی تلفات دما در PVsyst

شرایط STC و شرایط واقعی

مشخصات نامی ماژول در شرایط STC، یعنی تابش $\mathrm{1000\ w/m^2}$ و دمای سلول $\mathrm{25^\circ C}$، اعلام می‌شود. در کارکرد واقعی، دمای سلول اغلب به $45$ تا $65$ درجه می‌رسد و همین اختلاف، منبع اصلی تلفات حرارتی است.

ضریب دمایی توان پنل

رابطه تقریبی کاهش توان به‌صورت زیر است:

$$P_{\text{real}} = P_{\text{STC}} \times [1 + \gamma \times (T_{\text{cell}} – 25)]$$

• $P_{\text{real}}$: توان واقعی خروجی
• $P_{\text{STC}}$: توان نامی در شرایط تست استاندارد
• $\gamma$: ضریب دمایی توان پنل (معمولاً بین $\mathrm{-0.28\%/^\circ C}$ تا $\mathrm{-0.40\%/^\circ C}$)
• $T_{\text{cell}}$: دمای لحظه‌ای سلول

مثال عددی: اگر دمای سلول $\mathrm{65^\circ C}$ و ضریب دمایی $\mathrm{-0.35\%/^\circ C}$ باشد:

$$\Delta T = 65 – 25 = 40\ \mathrm{^\circ C}$$
$$40 \times 0.35\% = 14\%$$

این محاسبه تقریبی است؛ نتیجه نهایی PVsyst به مدل حرارتی، باد، نوع نصب و تابش لحظه‌ای وابسته است.

مدل حرارتی و U-value

PVsyst برای محاسبه دمای سلول از ضرایب انتقال حرارت استفاده می‌کند:

• $U_c$: ضریب ثابت انتقال حرارت بر حسب $\mathrm{W/m^2K}$
• $U_v$: ضریب حساس به سرعت باد بر حسب $\mathrm{W/m^2K / (m/s)}$

این ضرایب بر اساس نوع نصب تعیین می‌شوند:

هر چه تهویه ضعیف‌تر باشد، $\Delta T$ بزرگتر و تلفات دما بیشتر می‌شود.

خطاهای رایج

• استفاده از ضریب دمایی کاتالوگ بدون بررسی فایل PAN
• نادیده‌گرفتن نوع نصب و ارتفاع از سطح زمین
• وارد کردن تلفات دما به‌صورت درصد ثابت به‌جای مدل حرارتی
• عدم بررسی اثر سایت روی دمای سلول در مناطق گرم

مدلسازی تلفات کابل DC و AC

رابطه $I^2R$

تلفات توان در کابل از رابطه زیر تبعیت می‌کند:

$$P_{\text{loss}} = I^2 \times R$$

که در آن مقاومت از رابطه زیر به‌دست می‌آید:

$$R = \frac{\rho \times L}{A}$$

• $P_{\text{loss}}$: توان تلف شده در کابل
• $I$: جریان گذرنده
• $R$: مقاومت کل مسیر رفت و برگشت
• $\rho$: مقاومت ویژه ماده هادی
• $L$: طول کابل
• $A$: سطح مقطع کابل

مثال عددی تلفات کابل: فرض کنید مقاومت کل مسیر $R = 0.08\ \Omega$ و جریان کاری $I = 20\ \mathrm{A}$ باشد:

$$P_{\text{loss}} = 20^2 \times 0.08 = 32\ \mathrm{W}$$

اگر این تلفات در چندین استرینگ و در طول ساعات مختلف تجمیع شود، انرژی سالانه از جمع تلفات ساعتی به‌دست می‌آید، نه از ضرب یک درصد ثابت در کل انرژی.

کابل DC

• کابل‌های استرینگ تا کمباینرباکس یا اینورتر
• جریان نزدیک به تقاضای بیشینه و تلفات به‌صورت توان دوم جریان
• مقدار پیش‌فرض PVsyst حدود $1.5\%$ در STC و توصیه طراحی معمولاً بین $1\%$ تا $2\%$

کابل AC

• کابل اینورتر تا ترانسفورماتور یا نقطه تزریق
• جریان بالاتر و سطح مقطع بزرگتر
• شامل کابل AC، مستقیم به شبکه یا از طریق ترانسفورماتور

چرا تلفات سالانه با درصد نامی برابر نیست؟

جریان در طول سال ثابت نیست. در ساعات کم‌تابش، جریان پایین و تلفات اهمی بسیار کم است؛ در نتیجه میانگین تلفات سالانه معمولاً کمتر از درصد نامی محاسبه‌شده در جریان بیشینه است. به همین دلیل، درصد کابل در STC برابر تلفات انرژی سالانه نیست.

تلفات mismatch چیست و چگونه در PVsyst مدل می‌شود؟

تلفات mismatch به افت ناشی از اتصال سری و موازی ماژول‌ها یا استرینگ‌هایی با مشخصات الکتریکی متفاوت گفته می‌شود.

mismatch ماژول

جریان کل استرینگ توسط ضعیف‌ترین ماژول محدود می‌شود. PVsyst مقادیر پیش‌فرضی در نظر می‌گیرد:

mismatch استرینگ

ناشی از تفاوت طول کابل و تفاوت دما در بخش‌های مختلف آرایه. مقدار آن معمولاً کوچک و در حدود $0.05\%$ تا $0.15\%$ است.

اثر سایه و کثیفی غیر یکنواخت

سایه جزئی می‌تواند باعث ناهمگونی جریان و در نتیجه mismatch الکتریکی شود. کثیفی غیر یکنواخت نیز همین اثر را دارد. این بخش همان گپی است که در بسیاری از مقالات رقیب روشن نشده است.

mismatch در سیستم‌های bifacial

در پنل‌های دو-طرفه، اختلاف تابش پشتی و جلویی و نیز تفاوت بازتاب محیط، می‌تواند mismatch جزئی ایجاد کند. این مورد باید در تنظیمات مدل bifacial در نظر گرفته شود.

تفاوت با تلفات کیفیت ماژول

• mismatch: ناشی از عدم تطابق بین ماژول‌ها
• کیفیت ماژول: اختلاف توان واقعی با توان نامی کاتالوگ

این دو مفهوم نباید با هم اشتباه شوند و هر دو به‌صورت جداگانه ورودی دارند.

مدلسازی تلفات سایه، IAM و کثیفی

تلفات IAM

بخشی از نور در زوایای تابش تند، بازتاب می‌شود. این تلفات از منحنی IAM ماژول و در هر گام زمانی محاسبه می‌شود.

تلفات سایه

سه سطح سایه در PVsyst وجود دارد:

تلفات کثیفی

کثیفی در PVsyst به‌صورت ضریب ماهانه یا سالانه تعریف می‌شود. مقدار پیش‌فرض معمولاً $2\%$ تا $3\%$ است، اما در مناطق خشک و بیابانی بدون شست‌وشوی دوره‌ای، این مقدار می‌تواند به بیش از $5\%$ تا $15\%$ برسد.

پیشنهاد می‌شود ضریب کثیفی به‌صورت ماهانه وارد شود تا الگوی بارش و گردوغبار فصلی نیز منعکس شود.

تلفات LID و PID در مدل انرژی نیروگاه

تفاوت LID، PID و پیری

• LID: تخریب اولیه ناشی از تابش در ساعات و روزهای نخست بهره‌برداری
• PID: تخریب ناشی از اختلاف پتانسیل و شرایط محیطی، به‌ویژه رطوبت و دما
• پیری: کاهش تدریجی توان در طول عمر نیروگاه

چه زمانی LID را وارد کنیم؟

LID معمولاً در سال اول و به‌صورت درصد کوچک وارد می‌شود. بهتر است با منبع سازنده یا گزارش آزمون تعیین شود، نه با یک عدد عمومی.

چرا PID باید با سناریو تحلیل شود؟

شدت PID به شرایط محیطی، طراحی سیستم و کیفیت ماژول وابسته است؛ بنابراین نمی‌توان آن را عددی قطعی فرض کرد. پیشنهاد می‌شود در سناریوهای حساسیت بررسی شود.

جلوگیری از دوباره‌شماری

اگر LID یا PID را هم به‌صورت تلفات مستقل و هم در mismatch وارد کنید، احتمال دوباره‌شماری وجود دارد. در مقاله و مدل خود، محل دقیق اعمال هر تلفات را مشخص نگه دارید.

تلفات اینورتر و clipping در PVsyst

راندمان تبدیل DC به AC

اینورتر تلفات داخلی دارد که از منحنی راندمان و در هر نقطه بار محاسبه می‌شود. مقدار کلی آن معمولاً در محدوده $1.5\%$ تا $3\%$ است.

نسبت DC/AC

نسبت ظرفیت DC به AC بر رفتار اینورتر در ساعات اوج تابش اثر می‌گذارد. این نسبت هر چه بالاتر باشد، تولید بیشتر در ساعات اوج اما ریسک clipping بالاتر ایجاد می‌کند.

clippi

ng<p>اگر توان آرایه از ظرفیت اینورتر بیشتر شود، اینورتر توان مازاد را محدود می‌کند و بخشی از انرژی از دست می‌رود. PVsyst این تلفات را بر اساس مشخصات اینورتر مدل می‌کند.

محدودیت MPPT

محدودیت ولتاژ و جریان ورودی MPPT نیز می‌تواند بخشی از تلفات را ایجاد کند، به‌ویژه در دماهای پایین که ولتاژ آرایه بالا می‌رود.

تلفات کابل AC، ترانسفورماتور و تجهیزات کمکی

پس از اینورتر، توان از مسیر AC به شبکه می‌رسد. این بخش شامل موارد زیر است:

• کابل AC بین اینورتر و ترانسفورماتور یا نقطه تزریق
• ترانسفورماتور افزاینده با تلفات بی‌باری و تلفات زیر بار
• تجهیزات حفاظت و کنترل
• مصرف داخلی (روشنایی، مانیتورینگ، سیستم‌های جانبی)

تلفات بی‌باری ترانسفورماتور در ساعات بدون تولید نیز وجود دارد و در انرژی سالانه اثر می‌گذارد.

تحلیل انرژی نیروگاه با Loss Diagram و PR

تفسیر متغیرها

محاسبه PR

رابطه استاندارد ضریب عملکرد به صورت زیر است:

$$\mathrm{PR} = \frac{E_{\text{Grid}}}{H_{\text{POA}} \times P_{\text{nom}}}$$

• $E_{\text{Grid}}$: انرژی تحویلی به شبکه
• $H_{\text{POA}}$: تابش کل روی سطح آرایه (Plane of Array)
• $P_{\text{nom}}$: ظرفیت نامی سیستم (DC)

مقایسه با تولید واقعی

برای اعتبارسنجی مدل، تولید شبیه‌سازی‌شده را با داده واقعی نیروگاه و مقدار PR ثبت‌شده مقایسه کنید. اختلاف چشمگیر نشانه خطای ورودی یا فرض نادرست است.

مثال کامل مدلسازی تلفات یک نیروگاه خورشیدی

مقادیر زیر فقط برای آموزش است و نباید بدون تحلیل پروژه به کار رود.

در این پروژه، پس از ورود پارامترها، Loss Diagram نشان می‌دهد که تلفات حرارتی و تابشی بزرگترین سهم و تلفات کابل و mismatch سهم کوچکتری دارند. اگر $E_{\text{Grid}}$ کمتر از حد انتظار باشد، سه فرض دما، کثیفی و دسترس‌پذیری را بازبینی کنید.

چالش‌های مدلسازی و راهکارهای کاهش خطا

چک‌لیست نهایی ورود تلفات به PVsyst

1. بارگذاری فایل هواشناسی معتبر برای سایت
2. انتخاب ماژول و بررسی فایل PAN
3. انتخاب اینورتر و بررسی منحنی راندمان
4. تعریف آرایش استرینگ و نسبت DC/AC
5. مدلسازی سایه افق و سایه نزدیک
6. تعریف ضریب کثیفی ماهانه
7. تنظیم مدل حرارتی بر اساس نوع نصب
8. ورود ضریب دمایی از دیتاشیت پنل
9. تعریف تلفات کیفیت ماژول
10. تنظیم مقدار mismatch
11. ورود LID با منبع معتبر
12. محاسبه تلفات کابل DC بر اساس طول و سطح مقطع
13. محاسبه تلفات کابل AC
14. ورود تلفات ترانسفورماتور و مصرف داخلی
15. تنظیم عدم دسترس‌پذیری بر اساس قرارداد O&M
16. اجرای شبیه‌سازی
17. تحلیل Loss Diagram و $E_{\text{Grid}}$
18. محاسبه PR
19. مقایسه با داده واقعی نیروگاه
20. اجرای تحلیل حساسیت

تلفات سیستم نیروگاه خورشیدی در PVsyst چگونه محاسبه می‌شود؟

PVsyst با وارد کردن پارامترهای واقعی پنل، اینورتر، کابل‌ها، دما، سایه، کثیفی و آرایش استرینگ، تلفات را در هر گام زمانی محاسبه کرده و نتیجه را در Loss Diagram و انرژی تحویلی به شبکه نمایش می‌دهد.

آیا درصد تلفات کابل برابر تلفات انرژی سالانه است؟

خیر. درصد کابل معمولاً در شرایط STC یا جریان بیشینه تعریف می‌شود، اما جریان در طول سال متغیر است؛ بنابراین تلفات انرژی سالانه با درصد نامی برابر نیست.

تفاوت تلفات mismatch و تلفات کیفیت ماژول چیست؟

mismatch ناشی از عدم تطابق بین ماژول‌ها یا استرینگ‌ها است، در حالی که تلفات کیفیت ماژول اختلاف میان توان واقعی و توان نامی کاتالوگ را نشان می‌دهد.

مهمترین تلفات در شبیه‌سازی نیروگاه خورشیدی کدام است؟

معمولاً تلفات دما، تابشی و کثیفی بزرگترین سهم را دارند؛ اما اهمیت هر تلفات به اقلیم، طراحی و نحوه بهره‌برداری پروژه وابسته است.

آیا تلفات PID را باید در PVsyst وارد کرد؟

در صورتی که پدیده PID در پروژه محتمل باشد، بهتر است به‌صورت سناریو و با منبع معتبر مدل شود. وارد کردن یک عدد ثابت عمومی می‌تواند نتیجه را گمراه‌کننده کند.

جمع‌بندی

مدلسازی تلفات سیستم در PVsyst تنها وارد کردن چند درصد نیست؛ بلکه زنجیره‌ای از تصمیم‌های فنی است. بزرگترین تمایز یک مدل قابل اعتماد با یک برآورد سطحی این است که بدانید هر تلفات در کدام بخش محاسبه می‌شود، چه داده‌ای لازم دارد و اثر همپوشانی آن چگونه کنترل می‌شود.

اگر چهار گام را رعایت کنید، مدل شما قابل دفاع خواهد بود:

• داده واقعی پروژه را به‌جای درصدهای عمومی به کار ببرید.
• تفاوت تلفات دینامیک و پارامترهای قراردادی را بشناسید.
• هر تلفات را در محل صحیح خود وارد کنید و از دوباره‌شماری بپرهیزید.
• نتیجه را با PR و داده واقعی نیروگاه اعتبارسنجی کنید و تحلیل حساسیت انجام دهید.