PV ケーブルのサイジング ポイント 2: ケーブル サイズを安全に縮小してプロジェクトの利益を最大化する

ビリー・ラッド 2023 年 4 月 6 日

Castillo Engineering 社シニア電気エンジニア、Joe Jancauskas 著

ソーラーパネルのケーブルを適度に大きくすると、火災安全性が確保され、電圧降下基準を満たすことができますが、ケーブルを大幅に大きくし、電圧降下の義務を厳密に遵守すると、太陽光発電プロジェクトの長期的な収益性が不必要に低下する可能性があります。

PV ケーブルのサイジング シリーズの第 2 部では、PV ケーブルが非常に大きすぎる理由と、安全性を確保しながらプロジェクトの収益を最大化するためにケーブル サイズをより適切に計算する方法について説明します。

なぜ PV ケーブルは非常に大きいのでしょうか?

クレジット: Castillo Engineering

ケーブルが非常に大きすぎる理由を理解するには、インバータへの直流 (DC) 入力配線が一般に米国電気規定 (NEC) によって 2 つの用語に分割されていることを知っておく必要があります。PV ストリング配線は「太陽光発電源」と呼ばれます。結合器ボックスからの出力配線は「太陽光発電出力回路」と呼ばれます。 リコンバイナを使用する場合、その出力配線を「インバータ入力回路」と呼びます。

まず、PV ケーブルが非常に大きすぎる理由の 1 つは、NEC が PV が継続的な負荷であると想定しているためです。 NEC の連続負荷の定義によれば、太陽のような可変電源は 3 時間以上フル出力になることはあまりないため、これは保守的な想定であることがよくあります。 多くの太陽光発電プロジェクトでは、安全性を維持するために必要な量よりもはるかに多くの銅が使用されており、その結果、不必要なコストが発生し、プロジェクトの収益が低下します。

第 2 に、連続負荷に対する通常の 125% のサイジング係数に加えて、標準テスト条件よりも優れたまれな放射照度と温度の組み合わせで、PV 出力が銘板よりも大きくなる場合があることを考慮して、追加の 125% のサイジング係数が追加されます。その結果、156% のサイジング係数が太陽光発電出力回路の全負荷電流に適用されます。

PV ケーブルが大幅に大きすぎるもう 1 つの理由は、太陽電池モジュールの定格が 1,000 W/m2 の太陽放射量に基づいており、地上環境ではこれを超えることはほとんどないためです。 その結果、多くの人は、このまれなインシデントは最悪の場合の設計エンジニアリングとして計画されなければならないと考えることがよくありますが、これは本当に常に必要なのでしょうか? 設計上の懸念の多くは、たとえその定格が現実世界のシナリオに関連していないとしても、「銘板」機器の定格に固執することから生じます。

電気機器の銘板定格を計算するには、周囲温度 30 °C (86 °F) で 100% 負荷を 40 年間続けるなど、特定の一連の条件を確立する必要があります。 ただし、このような条件の組み合わせが発生することはほとんどないため、多くの商用変圧器やケーブル システムは、設計耐用年数が 40 年を超えた後も、依然として使用され続けています。

リアルタイムの銘板定格は固定値ではなく、周囲条件や負荷条件の変化によって変動します。 変圧器やケーブルの場合、経年劣化や寿命に関する最大の懸念は、有機ベースの絶縁材料の劣化です。 変圧器、ケーブル、送電線、PV モジュールなどの主要な PV プロジェクト要素の定格条件のいくつかを見てみましょう。

変圧器の定格

バッテリーエネルギー貯蔵 (BESS) のない PV 変圧器は常に負荷がかかるわけではありませんが、短時間の軽度の過負荷は問題になりません。 IEEE 規格 C57.91-20 でさえ、特定の条件下では重大な寿命の損失なしに銘板定格の最大 200% の短期過負荷が発生する可能性があることを認識しています。 めったに使用されない機器定格の 2 倍を提供するには資本コストが法外にかかるため、銘板定格を 200% 上回る緊急 4 時間過負荷定格が一部の大手電力会社で採用されています。

多くの PV 設計では、低定格の変圧器を購入して資本コストを節約するために、一連の冷却ファンを利用していません。 たとえば、Florida Power & Light が 85 MVA システム (75 MW の PV と 10 MVAr のコンデンサ) を設計している場合、51 MVA の変圧器を購入します。 追加されたファンの最初の段階では評価が 68 MVA になり、ファンの 2 番目のセットでは評価が 85 MVA になります。

ファンは 34 MVA 相当の変圧器を追加購入するよりも安価で、ファンの各段階で最大 33% のブーストが得られます。 変圧器は、可動ファンブレードへの公衆の露出を避けるためにフェンス内に配置する必要があります。通常、ファンブレードには「フィンガーセーフ」ガードがありません。

連続負荷に合わせてケーブルのサイズを決定する場合、NEC は 1 つの例外を除いて、定格に 125% の係数を適用することを要求しています。 NEC によれば、フィーダが変圧器のみに電力を供給している場合、変圧器のサイズには、対応するようにサイズ設定されたすべての負荷の 125% の係数が既に組み込まれていると仮定して、「銘板定格の合計」に合わせてケーブルのサイズを設定する必要があります。 。

ケーブル定格

多くの PV システムの実際の負荷率は約 40% です。ケーブル サイズを小さくする 1 つの方法は、IEEE が提供する特定のテーブルを使用することです。このテーブルには、100% と 75% の両方の負荷率について大量のテーブルが用意されています。75% の負荷率では、このオプションを使用すると、通常、NEC のテーブルとほぼ一致する 100% テーブルからケーブル サイズが削減されます。

CAB System のようなメッセンジャー ワイヤ システムを使用すると、より高いケーブル電流容量を使用できますが、ケーブルがかなりの距離にわたって地下を通過する必要がある場合、このより高い値が無効になる可能性があります。

大規模な公共送電線では、線路導体自体の周囲に配置されたセンサーによって測定された実際の周囲条件と負荷条件に基づく「動的定格」が採用されています。 電力会社はコストを節約し、格付けを高めるためにテクノロジーを応用しています。 なぜ PV 所有者も同じことをすべきではないのでしょうか?

太陽電池モジュールの定格

PV パネルの定格は、1000 W/m2 放射照度における 25° C (77° F) の動作温度に基づいています。 温度が上昇すると、PV モジュールが生成する電力が減少することに注意することが重要です。 太陽光発電の出力が最も高くなるのは、春の終わりの涼しく風の強い日であることが多く、その温度条件は、変圧器やケーブルなど、他の電気機器の銘板の想定に組み込まれている高温よりもはるかに低くなります。

PV モジュールの国際評価基準は、モジュールの評価を比較する際に優れた一貫性を提供します。ただし、欠点が 1 つだけあります。それは、地理的位置によっては、STC を定義する条件が現実世界ではほとんど発生しないことです。 STC がめったに発生しない理由の 1 つは、温度パラメータがセル動作温度 25°C であるためです。 これは、周囲温度ではなく、モジュールの前面ガラスの後ろにある各太陽電池の動作温度です。

個々のセルが 77°F で動作するには、周囲温度が 32°F に近づく必要がある可能性が高いことを意味します。これは、モジュールが屋根にどれだけ近くに取り付けられているか、冷却空気流量などの変数によって異なります。モジュールが受信中です。

数年前、私たちはオハイオ州のコミュニティカレッジと協力して、1 年間にわたる 1 分間の放射照度データを取得しました。 モジュールが評価される「標準テスト条件」は、年間を通じて約 12 分間しか存在しなかったため、この例では、包括的な「STC 評価」の前提に反します。

いくつかのデータ ポイントは、雲が通常より明るい太陽光を屈折させる「雲レンズ」によるものと考えられ、1,400 W/m2 という非常に高い値に達しそうになりましたが、それはわずか 1 分間でした。 さらに重要なのは、1,000 W/m2 を超える間隔が 6 分を超えて存在することが見つからなかったことです。これは、NEC の連続負荷の 3 時間未満でした。 また、放射照度が高い時間帯のかなりの割合は 85°F 以上の温度にあります。つまり、高温による電力低下は、その時間帯に最大出力を期待する必要があることを意味します。

すべての PV モジュールのデータシートには、温度に対する電力、温度に対する電圧、温度に対する短絡電流という 3 つの温度調整係数が記載されています。 最初の 2 つはマイナス要因であり、短絡電流は温度とともに増加します。

それでは、その追加の 125% 要因がどこから来たのかを独自に見てみましょう。 まず、温度が高くなると短絡電流が増加します。 控えめな係数 0.6%/°C を仮定すると、25°C (77°F) の定格条件から 50°C (122°F) に移行すると、1.5% というわずかな増加が生じます。 残りの 23.5% は主に放射照度によるものと考えられますが、これは依然として控えめな推定値です。

これは現実世界の気象条件と相関しないため、多くの太陽電池モジュールサプライヤーは、STC 評価に加えて代替の公称動作条件 (NOC) 評価を公表しています。 NOC 条件は、放射照度 800 W/m2、周囲温度 20°C (68°F)、および空気質量 1.5 として定義されます。 これにより、予想される出力がより低く、より現実的に示されます。

しかし、コミュニティカレッジの日射量データをレビューすると、NOC が発生したのは合計 1,306 分間で、年間の総日照時間のわずか 0.5% にすぎませんでした。 これは STC での 12 分に比べれば改善ですが、実際の稼働時間に占める意味のある割合にはまだ達していません。

電圧降下

電圧降下の設計基準はプロジェクトごとに異なりますが、一般的な基準は 2% です。 DC の基準は 0.5% 程度であることが確認されており、これにより設計はノーになります。 8 本の銅線と大型の銅製結合ボックス出力導体。

クレジット: Castillo Engineering

複数のストリング入力を持つストリング・インバーターの場合、標準の電圧降下基準と結果として生じる損失の計算が現実的です。 コンバイナ ボックスが、単一の MPPT を備えたストリング インバータまたはリコンバイナを備えた中央インバータのいずれかに単一の入力を提供する場合、それはあまり現実的ではありません。各コンバイナ ボックスは単一の電気ノードであり、1 つの電圧 (さまざまなストリング) のみを持つことができます。電気的には選択の余地がないため、電圧は単一の電圧に平均化する必要があります。 厳密な電圧降下基準を持つ PV 所有者の場合、存在しない電圧基準に達した場合、最悪の場合のストリング電圧降下によって設計ケーブルのサイズが増大する可能性があります。

多くの場合、NEC の要件では、火災を防ぐために特別な予防措置が講じられています。 これらの特別な予防策の実装には追加費用がかかりますが、2017 NEC では、100 kW を超えるアレイの最大 3 時間電流をエンジニアリング分析で決定できるようにする変更がありました。 これをいくつかのクライアントに適用したところ、アレイの一部のケーブル サイズを少なくとも 1 つ節約できました。

AHJ が 2017 NEC コードを採用していないため、係数 1.56 を削減するこの方法は頻繁には使用されません。また、多くのプロジェクトには「今すぐ必要」という係数があり、エンジニアリング分析のための余分な時間が妨げられます。従来の NEC 設計を行うと、急ぎのスケジュール内で完了できます。

銅価格が低かったときは、プロジェクトにとって金銭的にはあまり重要ではありませんでしたが、今日では話が異なります。 100 kW を超えるシステムでは、可能な限り 1.56 係数を避ける必要があります。

PV アレイの DC/AC 比と地理的位置に応じて、ピーク インバータ出力は連続 3 時間存在しない場合があります。または、両面モジュールとストリング オプティマイザを備えた単軸トラッカーの DC/AC 比が高い場合は、ピーク インバータ出力が存在する可能性があります。 10時間以上。

肝心なのは、太陽光発電システムの動作の予想される年間変動を理解し、可能な限り許容されるエンジニアリングコストの削減を活用する必要があるということです。 また、同時に発生しない最悪の要因を二重に考えないでください。 PV ケーブルのサイズ設定、電圧降下、その他についてご質問がある場合は、今すぐ当社のエンジニアリング専門家にご連絡ください。 また、PV ケーブルのサイジング シリーズのパート 3 にも注目してください。ケーブル コストの削減に関するさらなる洞察が含まれます。