PV-Kabeldimensionierung Pkt. 2: Reduzieren Sie die Kabelgrößen sicher, um den Projektertrag zu maximieren

Von Billy Ludt | 6. April 2023

Von Joe Jancauskas, leitender Elektroingenieur bei Castillo Engineering

Während eine mäßige Überdimensionierung Ihrer Solarmodulkabel den Brandschutz gewährleisten und Ihnen helfen kann, Ihre Spannungsabfallkriterien einzuhalten, könnte eine deutliche Überdimensionierung Ihrer Kabel und die strikte Einhaltung einer Spannungsabfallvorschrift die langfristige Rentabilität Ihrer Solarprojekte unnötig beeinträchtigen.

In diesem zweiten Teil unserer Serie zur Dimensionierung von PV-Kabeln werfen wir einen Blick darauf, warum genau PV-Kabel so überdimensioniert sind und wie Sie die Kabelgrößen besser berechnen können, um die Sicherheit zu gewährleisten und gleichzeitig den Projektertrag zu maximieren.

Warum sind PV-Kabel so überdimensioniert?

Bildnachweis: Castillo Engineering

Um zu verstehen, warum Kabel so überdimensioniert sind, sollten Sie sich darüber im Klaren sein, dass die Gleichstromeingangsverkabelung (DC) zum Wechselrichter im National Electrical Code (NEC) im Allgemeinen in zwei Begriffe unterteilt ist: Die PV-Strangverkabelung wird als „Photovoltaikquelle“ bezeichnet Stromkreise“, während die Ausgangsverkabelung der Anschlusskästen als „Photovoltaik-Ausgangsstromkreis“ bezeichnet wird. Wenn ein Rekombinator verwendet wird, wird seine Ausgangsverdrahtung als „Wechselrichter-Eingangsschaltung“ bezeichnet.

Erstens sind PV-Kabel unter anderem deshalb so überdimensioniert, weil der NEC davon ausgeht, dass es sich bei PV um eine Dauerlast handelt. Dies ist oft eine konservative Annahme, da eine variable Energiequelle wie die Sonne gemäß der NEC-Definition von Dauerlast oft nicht länger als drei Stunden lang die volle Leistung erbringt. Viele Solarprojekte verbrauchen weit mehr Kupfer, als zur Aufrechterhaltung der Sicherheit erforderlich ist, was zu unnötigen Kosten und geringeren Projektrenditen führt.

Zweitens wird zusätzlich zum normalen Dimensionierungsfaktor von 125 % für Dauerlasten ein zusätzlicher Dimensionierungsfaktor von 125 % hinzugefügt, um zu berücksichtigen, dass die PV-Leistung bei seltenen Einstrahlungs- und Temperaturkombinationen, die besser als die Standardtestbedingungen sind, gelegentlich über dem Typenschild liegt resultierender Dimensionierungsfaktor von 156 %, angewendet auf den Volllaststrom der Photovoltaik-Ausgangskreise.

Ein weiterer Grund für die deutliche Überdimensionierung von PV-Kabeln liegt darin, dass die Nennleistung von Solarmodulen auf einer Sonneneinstrahlung von 1.000 W/m2 basiert, die in terrestrischen Umgebungen nur in seltenen Fällen überschritten wird. Daher denken viele oft, dass dieser seltene Vorfall als Worst-Case-Konstruktion eingeplant werden muss. Aber ist das wirklich immer notwendig? Viele Designbedenken resultieren aus der Fixierung auf Gerätebewertungen auf dem „Typenschild“, auch wenn diese Bewertungen in realen Szenarien nicht relevant sind.

Um die auf dem Typenschild angegebene Nennleistung für ein elektrisches Gerät zu berechnen, müssen Sie bestimmte Bedingungen festlegen, z. B. 100 % Last für 40 Jahre bei 30 °C (86 °F) Umgebungstemperatur. Diese Kombination von Bedingungen kommt jedoch fast nie vor, weshalb viele Versorgungstransformatoren und Kabelsysteme noch lange nach ihrer ursprünglichen 40-jährigen Lebensdauer in Betrieb sind.

Echtzeit-Typenschildbewertungen sind keine festen Werte, sondern schwanken mit Änderungen der Umgebungs- und Belastungsbedingungen. Bei Transformatoren und Kabeln besteht die größte Sorge hinsichtlich der Alterung und des Endes der Lebensdauer in der Verschlechterung ihrer organischen Isolationsmaterialien. Schauen wir uns einige der Bewertungsbedingungen für die wichtigsten PV-Projektelemente an: Transformatoren, Kabel, Übertragungsleitungen und PV-Module.

Transformatornennwerte

PV-Transformatoren ohne Batteriespeicher (BESS) können nicht immer belastet werden, kurzzeitige geringfügige Überlastungen sollten jedoch kein Problem darstellen. Sogar der IEEE-Standard C57.91-20 erkennt an, dass unter bestimmten Bedingungen kurzfristige Überlastungen von bis zu 200 % der auf dem Typenschild angegebenen Nennleistung ohne nennenswerte Verluste möglich sind. Einige große Energieversorger haben für den Notfall vierstündige Überlastwerte von 200 % über den auf dem Typenschild angegebenen Werten eingeführt, da die Kapitalkosten für die Bereitstellung der doppelten Geräteleistung, die selten verwendet würde, unerschwinglich sind.

Bei vielen PV-Designs wird die Verwendung eines Satzes Kühlventilatoren nicht genutzt, um einen Transformator mit geringerer Nennleistung zu kaufen und Kapitalkosten zu sparen. Wenn Florida Power & Light beispielsweise ein 85-MVA-System (75 MW PV und 10 MVAr Kondensatoren) plant, kauft es einen 51-MVA-Transformator. Die erste Stufe mit zusätzlichen Lüftern erhöht die Leistung auf 68 MVA und die zweite Lüfterstufe erhöht die Leistung auf 85 MVA.

Die Lüfter sind günstiger als der Kauf eines weiteren Transformators im Wert von 34 MVA, und jede Lüfterstufe sorgt für eine Steigerung von ca. 33 %. Der Transformator sollte sich innerhalb eines Zauns befinden, um zu vermeiden, dass die Öffentlichkeit den beweglichen Lüfterflügeln ausgesetzt ist, die normalerweise nicht über einen „fingersicheren“ Schutz verfügen.

Bei der Dimensionierung von Kabeln für eine Dauerlast verlangt der NEC mit einer Ausnahme die Anwendung eines Faktors von 125 % auf die Nennleistung. Laut NEC müssen die Kabel, wenn die Einspeisung nur Transformatoren versorgt, für „die Summe der Nennwerte auf dem Typenschild“ dimensioniert werden, wobei davon ausgegangen wird, dass die Transformatorgröße bereits den 125-Prozent-Faktor aller Lasten berücksichtigt, für die sie dimensioniert wurden .

Kabelbewertungen

Viele PV-Systeme haben einen tatsächlichen Lastfaktor von etwa 40 %. Eine Möglichkeit, die Kabelgröße zu verringern, besteht darin, eine spezielle Tabelle von IEEE zu verwenden, die umfangreiche Tabellen für Lastfaktoren von 100 % und 75 % bereitstellt, mit dem Lastfaktor von 75 % Option, die im Allgemeinen eine Reduzierung der Kabelgröße gegenüber den 100 %-Tabellen ermöglicht, die den Tabellen im NEC weitgehend entsprechen.

Durch die Verwendung eines Tragseilsystems, wie eines von CAB System, können Sie eine höhere Kabelstrombelastbarkeit verwenden, dieser höhere Wert kann jedoch zunichte gemacht werden, wenn die Kabel über eine größere Entfernung unter der Erde verlegt werden müssen.

Große Versorgungsleitungen haben „dynamische Bewertungen“ eingeführt, die auf tatsächlichen Umgebungs- und Belastungsbedingungen basieren, die von Sensoren gemessen werden, die um die Leitungsleiter herum angebracht sind. Energieversorger setzen Technologien ein, um Geld zu sparen und die Einschaltquoten zu erhöhen. Warum sollten PV-Besitzer das nicht auch tun?

Nennwerte von PV-Modulen

Die Nennleistung der PV-Module basiert auf einer Betriebstemperatur von 25 °C (77 °F) und einer Einstrahlung von 1000 W/m2. Es ist wichtig zu beachten, dass PV-Module mit steigender Temperatur weniger Strom produzieren. Die höchste PV-Leistung wird häufig an kühlen, windigen Tagen im Spätfrühling erzielt, wenn die Temperaturbedingungen weit unter den hohen Temperaturen liegen, die in den Typenschildannahmen der anderen elektrischen Geräte wie Transformatoren und Kabel angegeben sind.

Der internationale Bewertungsstandard für PV-Module bietet eine gute Konsistenz für den Vergleich der Modulbewertungen, mit nur einem Nachteil: Abhängig vom geografischen Standort treten die Bedingungen, die STC definieren, in der realen Welt fast nie auf. Ein Grund dafür, dass STC so selten auftritt, ist, dass der Temperaturparameter bei 25 °C Betriebstemperatur der Zelle liegt. Hierbei handelt es sich um die Betriebstemperatur jeder Solarzelle hinter der Glasfront des Moduls, nicht um die Umgebungstemperatur.

Damit eine einzelne Zelle bei 77 °F betrieben werden kann, bedeutet dies, dass die Umgebungstemperatur wahrscheinlich näher bei 32 °F liegen müsste. Dies hängt von Variablen ab, z. B. wie nah am Dach das Modul montiert ist und wie viel Kühlluftstrom vorhanden ist Das Modul empfängt.

Vor einigen Jahren haben wir mit einem Community College in Ohio zusammengearbeitet und ein ganzes Jahr lang Einstrahlungsdaten von einer Minute erhalten. Die „Standardtestbedingungen“, nach denen die Module bewertet werden, waren das ganze Jahr über nur etwa 12 Minuten lang gegeben, was in diesem Fall der pauschalen „STC-Bewertung“-Annahme widerspricht.

Einige Datenpunkte erreichten fast den enorm hohen Wert von 1.400 W/m2, wahrscheinlich durch „Wolkenlinsen“, bei dem Wolken helleres Sonnenlicht als üblich brechen, aber nur für eine Minute. Noch wichtiger ist, dass wir kein Intervall über 1.000 W/m2 finden konnten, das länger als sechs Minuten anhielt, was weniger als einem dreistündigen NEC-Zeitraum für Dauerlasten entspricht. Außerdem findet ein Großteil der Minuten mit hoher Bestrahlungsstärke bei Temperaturen über 30 °C statt, was bedeutet, dass Sie aufgrund der Leistungsreduzierung durch hohe Temperaturen als nächstes mit der maximalen Leistung für diese Minuten rechnen sollten.

Für jedes PV-Modul sind in den Datenblättern drei Temperaturanpassungsfaktoren angegeben: Leistung im Verhältnis zur Temperatur, Spannung im Verhältnis zur Temperatur und Kurzschlussstrom im Verhältnis zur Temperatur. Die ersten beiden sind negative Faktoren und der Kurzschlussstrom steigt mit der Temperatur.

Werfen wir also einen unabhängigen Blick darauf, woher dieser zusätzliche Faktor von 125 % kommen könnte. Erstens steigt der Kurzschlussstrom, wenn die Temperatur steigt. Unter der Annahme eines konservativen Faktors von 0,6 %/°C führt der Übergang von den Nennbedingungen von 25 °C (77 °F) auf 50 °C (122 °F) zu einem unbedeutenden Anstieg von 1,5 %. Der Rest der 23,5 % würde hauptsächlich aus der Einstrahlung stammen, aber das ist immer noch eine konservative Schätzung.

Da dies nicht mit den realen Wetterbedingungen korreliert, haben viele Solarmodullieferanten zusätzlich zu den STC-Bewertungen auch die alternativen Nominal Operating Conditions (NOC)-Bewertungen veröffentlicht. NOC-Bedingungen sind definiert als eine Bestrahlungsstärke von 800 W/m2, Umgebungsbedingungen von 20 °C (68 °F) und eine Luftmasse von 1,5. Dies ergibt einen niedrigeren, realistischeren Hinweis auf die erwartete Leistungsabgabe.

Eine Überprüfung der Strahlungsdaten des Community College zeigt jedoch, dass NOC insgesamt 1.306 Minuten oder nur 0,5 % der gesamten Tageslichtzeit im Laufe des Jahres auftrat. Dies ist eine Verbesserung gegenüber den 12 Minuten bei STC, stellt aber immer noch keinen aussagekräftigen Prozentsatz der tatsächlichen Betriebszeit dar.

Spannung fällt ab

Die Designkriterien für den Spannungsabfall variieren von Projekt zu Projekt, wobei das übliche Kriterium 2 % beträgt. Wir haben Kriterien von nur 0,5 % für Gleichstrom gesehen, was das Design auf Nein treibt. 8 Kupferstrangdrähte und große Kupfer-Sammelkasten-Ausgangsleiter.

Bildnachweis: Castillo Engineering

Für String-Wechselrichter mit mehreren String-Eingängen sind die Standardkriterien für Spannungsabfälle und die daraus resultierenden Verlustberechnungen realistisch. Wenn Combiner-Boxen einen einzelnen Eingang entweder zu einem String-Wechselrichter mit einem einzelnen MPPT oder zu einem Zentralwechselrichter mit einem Rekombinator bereitstellen, ist dies nicht so realistisch. Jede Combiner-Box ist ein einzelner elektrischer Knoten und kann nur eine Spannung haben – diese variierenden Strings Spannungen müssen sich zu einer einzigen Spannung mitteln, da sie elektrisch keine Wahl haben. Für diejenigen PV-Besitzer, die strenge Spannungsabfallkriterien haben, kann ein String-Spannungsabfall im schlimmsten Fall dazu führen, dass die Kabelgröße vergrößert wird, wenn ein Spannungskriterium erreicht wird, das nicht existiert.

In vielen Fällen sehen die NEC-Anforderungen zusätzliche Vorsichtsmaßnahmen vor, um Brände zu verhindern. Die Implementierung dieser zusätzlichen Vorsichtsmaßnahmen kostet mehr, aber im NEC 2017 gab es eine Änderung, die eine technische Analyse zur Bestimmung des maximalen Drei-Stunden-Stroms für Arrays über 100 kW ermöglicht. Wir haben dies bei mehreren unserer Kunden angewendet und ihnen dadurch mindestens eine Kabelgröße für Teile des Arrays erspart.

Diese Methode zur Reduzierung des 1,56-Faktors wird nicht häufig verwendet, da ein AHJ den NEC-Code 2017 nicht übernommen hat. Außerdem gibt es bei vielen Projekten den „Need-it-now“-Faktor, der die zusätzliche Zeit für technische Analysen ausschließt. und die Erstellung eines traditionellen NEC-Entwurfs kann innerhalb des überstürzten Zeitrahmens abgeschlossen werden.

Als die Kupferpreise niedrig waren, spielte das finanziell keine große Rolle für das Projekt, aber heute ist das eine andere Geschichte. Bei einem System über 100 kW muss der Faktor 1,56 nach Möglichkeit vermieden werden.

Abhängig vom DC/AC-Verhältnis einer PV-Anlage und dem geografischen Standort ist die Spitzenleistung des Wechselrichters möglicherweise drei Stunden lang nicht vorhanden, oder bei einem hohen DC/AC-Verhältnis bei einachsigen Trackern mit bifazialen Modulen und String-Optimierern könnte sie für mehrere Stunden vorhanden sein 10 Stunden oder mehr.

Das Entscheidende ist, dass Sie die zu erwartenden Schwankungen im Verhalten Ihrer PV-Anlage über das ganze Jahr hinweg verstehen und die zulässigen Einsparungen bei den technischen Kosten nutzen müssen, wo immer Sie können; und verdoppeln Sie nicht die Worst-Case-Faktoren, die nicht gleichzeitig auftreten werden. Wenn Sie Fragen zur PV-Kabeldimensionierung, zum Spannungsabfall oder zu anderen Themen haben, wenden Sie sich noch heute an einen unserer technischen Experten. Seien Sie außerdem gespannt auf den dritten Teil unserer Serie zur Dimensionierung von PV-Kabeln, in dem wir weitere Erkenntnisse zur Reduzierung der Kabelkosten liefern.