Desafios de desempenho de usinas fotovoltaicas em áreas montanhosas e terrenos complexos
UMAs a demanda por energia renovável se espalha pelos EUA, planta solar fotovoltaicaa construção está em andamento em regiões onde a topografia acidentada e o quase sombreamento apresentam desafios. Um projeto PV plano e sem árvores é relativamente simples de simular em um modelo de desempenho solar, mas a topografia acidentada e calculada incorretamente perto do sombreamento pode ser responsável por uma redução de 5 a 10 por cento no desempenho anual de energia. Os desenvolvedores devem abordar adequadamente o projeto próximo ao sombreamento e às perdas topográficas agora ou enfrentar um risco maior de baixo desempenho do projeto e perda de receita.
Fig 1: Exemplo de planta fotovoltaica perto de perdas de sombreamento mostrando um recuo de corte curto (topo) e um recuo de corte mais amplo (parte inferior). A altura das árvores também é importante considerar ao modelar com precisão os impactos do sombreamento no desempenho.
Parcelas de terras em regiões com cobertura significativa de árvores são frequentemente direcionadas para o desenvolvimento solar devido ao custo mais baixo e acesso mais fácil à rede elétrica. O sombreamento associado à vegetação e cobertura de árvores perto de um projeto fotovoltaico pode reduzir significativamente a produção de energia ao longo do tempo. A Figura 1 ilustra o impacto conceitual do quase sombreamento de árvores em um projeto fotovoltaico.
A distância do recuo da clareira e a altura das árvores próximas ditam a quantidade de perda de sombra que um projeto fotovoltaico incorrerá. Aumentar a distância de recuo de desmatamento da borda do painel fotovoltaico até a linha de árvores mais próxima reduzirá a quantidade de perda de sombra, mas deve ser pesado contra os custos de desmatamento de árvores adicionais e quaisquer limitações ambientais (por exemplo, restrições de recuo de áreas úmidas, considerações de espécies ameaçadas, pegada de carbono análise, etc.).
Fig. 2: Ilustração de perdas de sombreamento próximo (árvore) de um projeto fotovoltaico igual a leste, oeste e sul com diferentes alturas de árvore e recuos de clareira de 10, 20, 30 e 50 m.
A Figura 2 quantifica a perda de sombreamento próxima esperada em função da altura da árvore para várias considerações de recuo de desmatamento para um projeto fotovoltaico hipotético localizado no sudeste dos EUA. Os resultados mostrados são de um projeto fotovoltaico quadrado de 50 MWac simplificado com lados iguais leste, oeste e sul perfis de sombreamento. A fração difusa da irradiância solar (ou seja, a razão da irradiância difusa para a irradiância horizontal global ou GHI) é de 0,4 neste local. As regiões mais ensolaradas podem esperar maiores perdas próximas ao sombreamento, enquanto as regiões mais nubladas podem esperar perdas menores.
As alturas típicas das árvores estão na faixa de 20 a 30 metros, que podem ter perdas de sombreamento muito variadas, dependendo da distância de recuo da derrubada. Como esperado, quanto mais perto as árvores estão dos módulos fotovoltaicos, maior será o impacto da perda de sombreamento das árvores com o aumento da altura das árvores. As alturas imprecisas das árvores e as distâncias de recuo de compensação propagam-se rapidamente através das estimativas de produção de energia devido ao seu impacto contínuo durante as horas do dia e do ano quando o inversor e o ponto de limitação do ponto de interconexão são mínimos.
As restrições de uso da terra e os requisitos ambientais limitam os retrocessos na limpeza de áreas úmidas na maioria dos locais. Ter alturas de árvore precisas e distâncias de recuo dentro da cena de sombreamento do local no modelo de energia base é fundamental para ajudar a estabelecer uma estimativa de desempenho precisa para o desenvolvedor.
Perdas topográficas
Fig. 3: Exemplo de configurações de tabela de rastreamento padrão SAT (topo) e backtracking para um perfil solar de fim de tarde. O sombreamento linha-a-linha é eliminado com retrocesso SAT.
Equilibrar as necessidades de nivelamento civil do local com os impactos no desempenho torna-se mais desafiador à medida que o local fica cada vez pior. A escolha de limitar o nivelamento a limites de declive menos desejáveis pode levar a economias significativas associadas à obra civil no local, mas incorrerá em um custo para o desempenho do projeto. Quantificar adequadamente a perda de declive para um projeto de PV ajudará um desenvolvedor a otimizar o desempenho.
A instalação PV típica do rastreador de eixo único (SAT) utilizará algoritmos de backtracking para eliminar qualquer sombreamento linha sobre linha que possa ocorrer em um local. Uma ilustração do rastreamento padrão SAT e configurações de retrocesso é mostrada na Figura 3. O algoritmo de retrocesso SAT é conduzido pela distância (passo) entre as linhas SAT e a largura do coletor SAT.
Figura 4: Perdas de sombra induzidas por declive leste / oeste de planta fotovoltaica ilustrada para um caso de base plano (topo), caso inclinado com backtracking padrão (meio) e backtracking adaptativo (parte inferior).
Em um site plano (parte superior), a implementação de backtracking SAT é direta e facilmente implantada. No entanto, o algoritmo de backtracking SAT de site plano quebra rapidamente quando o terreno se torna irregular nas direções leste e oeste. A Figura 4 (meio) mostra como o sombreamento linha sobre linha é induzido em um declive voltado para o leste durante a tarde se as mudanças nas elevações da mesa SAT não forem contabilizadas no algoritmo de retrocesso.
Figura 5: Exemplo de perfis diurnos de energia da planta fotovoltaica de um caso de base plano (sólido) e com impactos de perda de declive leste e oeste aplicados (linha tracejada).
Uma perda de sombreamento semelhante também ocorreria pela manhã em racks SAT inclinados voltados para o oeste, levando a uma perda recorrente de energia no início da manhã e no final da tarde do dia (Figura 5). De uma perspectiva de desempenho de projeto, uma suposição de terra plana sempre levará a uma superestimativa de energia quando as encostas leste e oeste estiverem presentes.
A boa notícia é que há uma maneira de reduzir as perdas de declive leste e oeste mostradas nas Figuras 4 (meio) e 5. Isso envolve a implementação do que é conhecido como retrocesso adaptativo e é ilustrado na Figura 4 (parte inferior). Ao incorporar os detalhes de elevação da mesa SAT no algoritmo de retrocesso do SAT, pode-se reduzir muito a quantidade de perda de declive leste e oeste devido ao sombreamento linha sobre linha. Embora o resultado do retrocesso adaptativo seja um ângulo de incidência mais baixo da orientação do módulo solar, ele ainda resulta em mais produção de energia do que quando o sombreamento linha sobre linha ocorre nas encostas voltadas para leste / oeste.
Quase todos os fabricantes de estantes SAT oferecem várias formas de retrocesso adaptativo que podem ser implementadas durante a construção do projeto e comissionamento para ajudar a mitigar muitas das perdas de energia induzidas pela encosta leste / oeste. Esta redução na perda de declive leste / oeste varia entre cerca de 60 a 90 por cento e depende da escolha do SAT racking, a magnitude e a variabilidade das encostas leste / oeste presentes no local do projeto.
Desafios de modelagem
Ambos os desafios de sombreamento próximo e perda de declive leste / oeste começam com sua incorporação no modelo de energia base do projeto fotovoltaico. A indústria solar normalmente depende de um software de modelagem de desempenho, como PVsyst, como a fonte do modelo de energia de base de um projeto. Os impactos de sombreamento próximos das alturas das árvores e recuos de limpeza podem ser marcados na cena de sombreamento 3D dentro do PVsyst. Embora demorado para configurar no PVsyst, uma cena próxima ao sombreamento modelada com precisão vai pagar dividendos mais tarde na forma de estimativas de desempenho aprimoradas.
Analisar os impactos de perda de declive em PVsyst é um empreendimento mais desafiador. Dentro do PVsyst, encostas simples e uniformes voltadas para o norte e para o sul podem ser modeladas, mas não encostas voltadas para o leste / oeste e suas respectivas perdas associadas aos projetos PV SAT. Os layouts de projeto propostos precisam ser avaliados para detalhes de declive leste / oeste e, em seguida, são normalmente analisados usando uma combinação de execuções de modelo PVsyst iterativas e aplicativos de pós-processamento para quantificar as perdas de declive leste / oeste. Com modelagem de perda de declive competente, a recuperação de perda leste / oeste esperada que o backtracking adaptativo SAT pode trazer pode ser aplicada apropriadamente ao desempenho do projeto.
Estudo de caso
Figura 6: Layout do projeto PV do leste dos EUA com extenso quase sombreamento (árvore) e variação topográfica em todo o local.
A Figura 6 mostra um exemplo de layout de local PV que ilustra o impacto do quase sombreamento e do terreno complexo. Este layout é baseado em uma proposta de projeto PV atualmente sendo avaliada para desenvolvimento. O local é entrecruzado por pântanos e os recuos na derrubada de árvores variam amplamente em seu layout. Várias restrições ambientais e de licenciamento reduziram a área edificável dentro do projeto, levando a uma queda significativa no desempenho esperado.
A Tabela 1 lista os resultados da análise de declive topográfico do local. O projeto fotovoltaico tem aproximadamente a mesma média ponderada das porcentagens de declive leste / oeste, mas tem uma proporção de 2: 1 de cobertura de declive oeste-leste. As encostas do local norte e sul quase se compensam igualmente. O sombreamento próximo ao local e as perdas de declive leste / oeste são relatados na Tabela 2.
Há uma perda significativa de quase sombra de -3,6 por cento esperada neste local com base no layout do local atual e contratempos de limpeza. A perda de declive leste / oeste está prevista em -2,6 por cento com uma recuperação de retrocesso adaptativa SAT esperada de 80 por cento aqui, resultando em uma perda líquida de declive leste / oeste de -0,5 por cento.
Discussão
Os desafios de quase sombra e terrenos complexos estão se tornando mais comuns à medida que projetos fotovoltaicos são desenvolvidos em locais menos desejáveis. Essas duas principais considerações desafiam as ferramentas atuais de modelagem de desempenho fotovoltaico e tornam ainda mais difícil para os desenvolvedores de energia solar obterem desempenho. O resultado final é que existem cada vez mais projetos solares de baixo desempenho. Isso se deve ao impulso da indústria para desenvolver e vender projetos financeiramente viáveis. Depois de construído, há poucos recursos disponíveis para retificar projetos fotovoltaicos que estão perdendo suas métricas de desempenho. Contratar uma empresa de engenharia independente competente durante a fase de design e construção de um projeto fotovoltaico é a melhor maneira de mitigar riscos de desempenho adicionais associados ao quase-sombra e perda de declive leste / oeste.
