Spesifikasi teknis Inverter memberikan informasi penting untuk menentukan ukuran dan instalasi. Hal ini penting bagi instalatir untuk menentukan ukuran inverter. Konsep sistem dan sambungan menentukan jumlah, level tegangan dan kelas kekuatan inverter.Konsep sistem ditentukan oleh komponen sistem inverter yang menghasilkan sistem Sentral dan Desentralisasi.Sambungan modul dapat berupa sistem string dan paralel dan harus optimal dikoordinasikan dengan inverter. Tergantung pada toleransi modul, lebih besar atau lebih kecil ketidaksesuaian hasil kerugian ketika modul tersebut terhubung bersama dalam rangkaian.
1. Memilih jumlah dan rating daya inverter
Jumlah dan daya inverter ditentukan oleh kekuatan keseluruhan dari sistem PV dan konsep sistem yang dipilih. Paralel satu-fasa feed sesuai dengan pedoman VDEW di Jerman diperbolehkan sampai daya feed yang jelas dari SAC = 4.6kVA, menurut ini, daya keluaran nominal inverter PAQ harus sesuai dengan nilai ini. Di atas 4.6kVA, feed harus multi-fase. Hal ini dapat dicapai dengan menggunakan beberapa inverter satu fase tersebar merata di antara tiga fase, jika mungkin (ketidakseimbangan beban maksimum 4.6kVA). Namun, menurut VDN buletin 03/2004 yang berkaitan dengan pedoman VDEW, itu diperbolehkan feed daya maksimum 10 persen di atas daya keluaran nominal inverter ke dalam jaringan listrik untuk aperiod sepuluh menit (VDN, 2004). Produsen inverter menjamin nilai-nilai ini dan mensertifikasi itu dalam pernyataan tersebut sesuai:
Maksimum daya keluaran inverter (AC) = 5 max 1 0 min <1,1 x SN
Array surya dan inverter (s) harus optimal dicocokkan dengan nilai-nilai output masing-masing. Kekuatan nominal inverter bisa menjadi ± 20 persen dari daya output array PV (di bawah STC), tergantung di inverter dan teknologi modul dan kondisi lokal, seperti insolation regional dan orientasi modul.
Gambar1.1 Distribusi radiasi tenaga surya tahunan pada modul sistem di Munich, Jerman (300 selatan), dan kurva efisiensilebih kecil(-10Persen) dan inverterlebih besar (+10persen);kelasradiasididasarkan padanilai yang terukurselama lima menitSumber:Ft. Haselhuhn
Data Statistik menunjukkan bahwa hanya ada lonjakan kecil energi radiasi pada tingkat radiasi di atas 850W/m2. Namun, karena data yang dikumpulkan di setiap / menit detik menunjukkan bahwa besar energi juga tersedia pada tingkat radiasi dari 1000W/m2.Sebagai panduan, rasio antara kekuatan array PV dan power inverter 1:1 digunakan untuk ukuran. Karena inverter tersedia pada tingkat daya spesifik, dan jumlah modul dan, dengan demikian, kekuatan dari array tenaga surya ditentukan oleh area yang dapat digunakan, penyimpangan dari ukuran 1:01 secara umum dalam batas.Pengalaman menunjukkan bahwa dalam beberapa kasus yang sangat nilai tinggi dinyatakan, dengan hasil bahwa alat sering bekerja dalam kisaran overload. Konsekuensi adalah kerugian energi dapat dihindari karena kontrol batas daya dan umur sedini mungkin timbul dari alat. Metode yang lebih handal adalah dengan menghitung daya DC melalui efisiensi nominal inverter dari AC daya nominal. Para produsen inverter harus menyatakan listrik AC nominal dalam deklarasi sesuai. Daya AC nominal adalah kekuatan yang inverter dapat terus memberi daya ke grid tanpa memotong keluar pada suhu sekitar 25 ° C (± 2 ° C). Rata-rata, power rating DC adalah sekitar 5 persen lebih tinggi dari daya AC nominal inverter. Rentang daya berikut dapat ditetapkan untuk kisaran ukuran:
Rasio power rating array PV (Wp) terhadap daya AC nominal inverter dikenal sebagai faktor inverter ukuran c INV:
Faktor sizing menggambarkan tingkat pemanfaatan inverter. Faktor sizing khas adalah 1 dalam kisaran:
Ketika inverter dipasang di Loby atau di luar rumah, mungkin perlu disesuaikan karena mungkin dapat beroperasi di kondisi temperatur terlalu tinggi. Beberapa lokasi mungkin tidak cocok karena temperatur yang ekstrem dan faktor lingkungan lainnya.
Investigasi oleh Bruno Berger di Fraunhofer ISE di Freiburg, Jerman, menunjukkan tambahan kerugian sebesar 0,5 persen menjadi 1 persen, dengan faktor ukuran c INV dari 1,1-1,2 sebagai hasil dari inverter memotong puncak selama radiasi berlangsung. Dengan ukuran faktor 1,2-1,3, tambahan kerugian antara 1 persen dan 3 persen terjadi.
Penyelidikan ini didasarkan pada array PV berventilasi menghadap selatan dengan kemiringan 30°. Efisiensi tahunan inverter dengan dan tanpa transformator dihitung dalam hubungan dengan faktor ukuran (lihat Gambar 1.2.). Curves ditampilkan untuk nilai sesaat dan menit rata-rata dan nilai per jam. Oleh karena itu, perbedaan hasil dari pelacakan nilai sesaat dapat membacakan dari grafik ketika sizing dengan program simulasi secara interval jam. Namun, kualitas sistem pelacakan inverter masih perlu dipertimbangkan (yaitu efisiensi pelacakan).
Gambar 1.2.Efisiensi tahunan Simulasi dari inverter dengan dan tanpa transformer tergantung pada faktor ukuranSumber: Fraunhofer ISE
Selain efisiensi inverter 'tracking, kerugian kabel dan deviasi negatif yang mungkin timbul dari daya nominal modul juga masih belum diperhitungkan (Burger, 2005).
Dwengan terus menerus sering kelebihan beban masa pakai pelayanan perangkat berkurang dengan cepat. Bila menggunakan modul amorf, degradasi modul harus diperhitungkan selama sizing. Modul Amorf dapat memiliki kekuatan yang sekitar 15 persen lebih tinggi pada bulan-bulan pertama penggunaan sebelum mengurangi ke nilai nominal konstan sebagai akibat dari degradasi cahaya awal. Efek ini juga harus diperhitungkan dengan tegangan berikutnya dan ukuran arus inverter. Selama periode ini, tegangan operasional bisa sekitar 11 persen lebih tinggi dari nilai nominal dan operasi saat ini dapat sekitar 4 persen lebih tinggi.
2. Pemilihan Tegangan
Besarnya tegangan inverter adalah jumlah dari tegangan dari seri modul yang terhubung dalam sebuah string. Karena tegangan modul dan tegangan dari array PV seluruh tergantung pada suhu, kasus-kasus ekstrim musim dingin dan musim panas operasi digunakan pada saat sizing. Untuk memungkinkan inverter menjadi optimal disesuaikan dengan array surya, penting untuk mengambil suhu modul 'dan parameter radiasi operasi memperhitungkan. Tegangan array PV sangat tergantung pada suhu. Rentang operasi inverter harus disesuaikan dengan kurva I-V dari array PV. Kisaran MPP dari inverter harus, seperti dapat dilihat pada Gambar 1.3, menggabungkan poin MPP dari array I-V kurva pada temperatur yang berbeda. Selain itu, tegangan-off balik dan ketahanan tegangan inverter harus diperhitungkan.
Gambar 1.2.Efisiensi tahunan Simulasi dari inverter dengan dan tanpa transformer tergantung pada faktor ukuran Sumber: Fraunhofer ISE
3. Maksimum jumlah di dalam modul
Batas pertama didefinisikan dengan suhu musim dingin -10 ° C (Jerman). Pada temperatur rendah, tegangan modul meningkat. Tegangan tertinggi yang dapat terjadi pada kondisi operasi tegangan rangkaian terbuka pada suhu rendah. Jika inverter dimatikan pada hari cerah musim dingin (misalnya karena kegagalan grid), hal ini dapat mengakibatkan tegangan pada rangkaian terbuka terlalu tinggi saat diaktifkan kembali. Tegangan ini harus lebih rendah dari tegangan input DC maksimum pada inverter, jika tidak inverter dapat rusak. Dengan demikian, jumlah maksimum modul dihubungkan seri-berasal dari hasil bagi dari tegangan input maksimum dari inverter dan tegangan sirkit terbuka dari modul pada -10 °C.
Tegangan rangkaian terbuka modul pada -10 ° C tidak selalu ditentukan pada sheet produsen modul 'data. Sebaliknya, informasi sering diberikan pada AV perubahan tegangan sebagai persentase atau dalam mV / ° C. Perubahan tegangan diawali dengan tanda negatif. Hal ini memungkinkan tegangan sirkit terbuka di -10°C akan dihitung dari tegangan sirkit terbuka di bawah kondisi STC mengikuti VOC (STC).Dengan AV dalam persentase per °C :
Di sini harus memastikan bahwa AV memiliki simbol negative.Hal ini menunjukkan bahwa tegangan terbuka rangkaian modul mono-kristal atau polikristalin pada -10 ° C meningkat sekitar 14 persen dibandingkan dengan kondisi STC:
4. Minimum jumlah di dalam modul
Selama musim panas, modul di atas atap dengan mudah dapat panas hingga sekitar 70 ° C (di Jerman, dapat lebih tinggi, lihat di bawah). Suhu ini umumnya digunakan sebagai dasar ketika menentukan jumlah minimum modul dalam sebuah string. Dengan sistem ventilasi yang baik, suhu maksimum 60 ° C dapat diasumsikan di Jerman.
Dengan irradiance penuh di musim panas, sistem PV memiliki tegangan lebih rendah dari pada kondisi STC (tegangan nominal pada data sheet modul) karena suhu meningkat. Jika tegangan operasi sistem turun di bawah tegangan MPP minimum inverter, ini akan tidak lagi memberi daya maksimum yang mungkin dan, dalam kasus terburuk, bahkan akan switch off itu sendiri. Untuk alasan ini, sistem harus sedemikian rupa berukuran bahwa jumlah minimum seri modul yang terhubung dalam sebuah string berasal dari hasil bagi dari tegangan input minimum inverter di MPP dan tegangan modul pada MPP pada 70 ° C. Rumus berikut memberikan nilai batas bawah untuk menentukan jumlah modul dalam seri:
Jika tegangan dari modul di MPP pada 70°C tidak terterah pada datasheet produsen modul, maka dapat dihitung sebagai berikut dari tegangan MPP di bawah kondisi STC, V MPP(STC) menggunakan angka-angka untuk AV persentase perubahan tegangan atau dalam mV p e r °C
V M P P ( m o d u l e 7 0 ° C ) = (1+45° C X AV/100) X VMPP(STC)
Dengan LiV dalam mV per °C:
V M P P ( m o d u l e 70 ° C ) =VMPP(STC) +45° C X AV
Secara umum, dapat diasumsikan bahwa tegangan MPP dari modul mono-kristal atau polikristalin pada 70 °C akan turun sekitar 18 persen relatif terhadap kondisi STC:
V M P P ( m o d u l e 70 ° C ) =0,82 X VOC(STC)
Suhu maksimum yang terjadi ditentukan oleh lokasi sistem. Ini harus diperhitungkan ketika menentukan perubahan tegangan. Dengan atap dan fasad-terpadu sistem PV tanpa ventilasi, suhu dapat meningkat hingga 100 °C. Dalam kasus ini, tegangan VM pp pada 100 °C digunakan untuk menentukan jumlah minimum modul dalam string. Dengan konsep sistem dengan string panjang, bayangan besar dapat menyebabkan penurunan yang cukup besar dalam tegangan MPP. Ini harus diperhitungkan ketika menentukan besaran. Dengan mengecek batas tegangan dan menentukan frekuensi tegangan yang terjadi, program simulasi dapat memberikan informasi untuk mengoptimalkan ukuran.
5. Tegangan Optimal
Ketika mengoptimalkan ukuran, harus diingat bahwa efisiensi inverter tergantung pada tegangan. Spesifikasi dan / atau grafik dari ketergantungan tegangan diperlukan di sini. Namun, saat ini, hanya sangat sedikit produsen menyediakan data untuk efisiensi pada tegangan inverter yang berbeda. Sejumlah perangkat (misalnya oleh inverter produsen Fronius, Siemens, SMA dan Sunways) diukur secara rinci di laboratorium photovoltaics dari Universitas Bern of Applied Sciences di Burgdorf, Swiss.
Gambar 1.4 efisiensi dan relasi tegangan input untuk variasi type inverter buatan SMA, Sputnik dan Sunways.
Untuk beberapa jenis inverter yang diproduksi oleh SMA, Sputnik dan Sunways, angka-angka berikut dapat digunakan langsung untuk mengoptimalkan ukuran tegangan. Ini didasarkan pada pengukuran produsen 'dan investigasi yang dilakukan di laboratorium untuk sistem pengukuran elektronik di Neu-Technikum Buchs (Buchs College of Technology, NTB) di Swiss.
Dengan cermat pencocokan array PV untuk inverter, hasil dapat ditingkatkan dengan beberapa persen. Inverter dengan efisiensi yang lebih baik dalam berbagai operasi yang normal array PV tegangan sehingga dapat menjadi investasi yang baik. Inverter biasanya menyumbang hanya 10 persen dari biaya suatu sistem grid-terkait PV, sehingga setiap biaya inverter meningkat dapat cepat kembali.
6. Menentukan jumlah string
Untuk melengkapi ukuran, orang harus memastikan bahwa arus PV Array maksimum tidak melebihi masukan inverter arus maksimum. Jumlah maksimum string adalah sama besar seperti hasil bagi dari input maksimum yang diizinkan saat DC inverter dan string arus maksimum:Jika inverter terlalu kecil, kita harus memeriksa seberapa sering inverter terletak di kisaran kelebihan arus. Perkiraan demikian dapat dibuat apakah ada kelebihan beban ringan atau tinggi. Hal ini dapat dicapai dengan menggunakan program simulasi yang sesuai.
Gambar 1.5 menggambarkan inverter kelebihan beban: ini dapat menyebabkan penuaan dini pada inverter atau perusakan komponen elektronik.Gaaqmbar1.5 Perhitungan arus beban memakai programsimulasi SolEm
Demikianlah cara memilih ukuran inverter sesuai dengan penggunaannya semoga bermanfaat terimakasih.
1. Memilih jumlah dan rating daya inverter
Jumlah dan daya inverter ditentukan oleh kekuatan keseluruhan dari sistem PV dan konsep sistem yang dipilih. Paralel satu-fasa feed sesuai dengan pedoman VDEW di Jerman diperbolehkan sampai daya feed yang jelas dari SAC = 4.6kVA, menurut ini, daya keluaran nominal inverter PAQ harus sesuai dengan nilai ini. Di atas 4.6kVA, feed harus multi-fase. Hal ini dapat dicapai dengan menggunakan beberapa inverter satu fase tersebar merata di antara tiga fase, jika mungkin (ketidakseimbangan beban maksimum 4.6kVA). Namun, menurut VDN buletin 03/2004 yang berkaitan dengan pedoman VDEW, itu diperbolehkan feed daya maksimum 10 persen di atas daya keluaran nominal inverter ke dalam jaringan listrik untuk aperiod sepuluh menit (VDN, 2004). Produsen inverter menjamin nilai-nilai ini dan mensertifikasi itu dalam pernyataan tersebut sesuai:
Maksimum daya keluaran inverter (AC) = 5 max 1 0 min <1,1 x SN
Array surya dan inverter (s) harus optimal dicocokkan dengan nilai-nilai output masing-masing. Kekuatan nominal inverter bisa menjadi ± 20 persen dari daya output array PV (di bawah STC), tergantung di inverter dan teknologi modul dan kondisi lokal, seperti insolation regional dan orientasi modul.
Gambar1.1 Distribusi radiasi tenaga surya tahunan pada modul sistem di Munich, Jerman (300 selatan), dan kurva efisiensilebih kecil(-10Persen) dan inverterlebih besar (+10persen);kelasradiasididasarkan padanilai yang terukurselama lima menitSumber:Ft. Haselhuhn
Data Statistik menunjukkan bahwa hanya ada lonjakan kecil energi radiasi pada tingkat radiasi di atas 850W/m2. Namun, karena data yang dikumpulkan di setiap / menit detik menunjukkan bahwa besar energi juga tersedia pada tingkat radiasi dari 1000W/m2.Sebagai panduan, rasio antara kekuatan array PV dan power inverter 1:1 digunakan untuk ukuran. Karena inverter tersedia pada tingkat daya spesifik, dan jumlah modul dan, dengan demikian, kekuatan dari array tenaga surya ditentukan oleh area yang dapat digunakan, penyimpangan dari ukuran 1:01 secara umum dalam batas.Pengalaman menunjukkan bahwa dalam beberapa kasus yang sangat nilai tinggi dinyatakan, dengan hasil bahwa alat sering bekerja dalam kisaran overload. Konsekuensi adalah kerugian energi dapat dihindari karena kontrol batas daya dan umur sedini mungkin timbul dari alat. Metode yang lebih handal adalah dengan menghitung daya DC melalui efisiensi nominal inverter dari AC daya nominal. Para produsen inverter harus menyatakan listrik AC nominal dalam deklarasi sesuai. Daya AC nominal adalah kekuatan yang inverter dapat terus memberi daya ke grid tanpa memotong keluar pada suhu sekitar 25 ° C (± 2 ° C). Rata-rata, power rating DC adalah sekitar 5 persen lebih tinggi dari daya AC nominal inverter. Rentang daya berikut dapat ditetapkan untuk kisaran ukuran:
Rasio power rating array PV (Wp) terhadap daya AC nominal inverter dikenal sebagai faktor inverter ukuran c INV:
Faktor sizing menggambarkan tingkat pemanfaatan inverter. Faktor sizing khas adalah 1 dalam kisaran:
Ketika inverter dipasang di Loby atau di luar rumah, mungkin perlu disesuaikan karena mungkin dapat beroperasi di kondisi temperatur terlalu tinggi. Beberapa lokasi mungkin tidak cocok karena temperatur yang ekstrem dan faktor lingkungan lainnya.
Investigasi oleh Bruno Berger di Fraunhofer ISE di Freiburg, Jerman, menunjukkan tambahan kerugian sebesar 0,5 persen menjadi 1 persen, dengan faktor ukuran c INV dari 1,1-1,2 sebagai hasil dari inverter memotong puncak selama radiasi berlangsung. Dengan ukuran faktor 1,2-1,3, tambahan kerugian antara 1 persen dan 3 persen terjadi.
Penyelidikan ini didasarkan pada array PV berventilasi menghadap selatan dengan kemiringan 30°. Efisiensi tahunan inverter dengan dan tanpa transformator dihitung dalam hubungan dengan faktor ukuran (lihat Gambar 1.2.). Curves ditampilkan untuk nilai sesaat dan menit rata-rata dan nilai per jam. Oleh karena itu, perbedaan hasil dari pelacakan nilai sesaat dapat membacakan dari grafik ketika sizing dengan program simulasi secara interval jam. Namun, kualitas sistem pelacakan inverter masih perlu dipertimbangkan (yaitu efisiensi pelacakan).
Gambar 1.2.Efisiensi tahunan Simulasi dari inverter dengan dan tanpa transformer tergantung pada faktor ukuranSumber: Fraunhofer ISE
Selain efisiensi inverter 'tracking, kerugian kabel dan deviasi negatif yang mungkin timbul dari daya nominal modul juga masih belum diperhitungkan (Burger, 2005).
Dwengan terus menerus sering kelebihan beban masa pakai pelayanan perangkat berkurang dengan cepat. Bila menggunakan modul amorf, degradasi modul harus diperhitungkan selama sizing. Modul Amorf dapat memiliki kekuatan yang sekitar 15 persen lebih tinggi pada bulan-bulan pertama penggunaan sebelum mengurangi ke nilai nominal konstan sebagai akibat dari degradasi cahaya awal. Efek ini juga harus diperhitungkan dengan tegangan berikutnya dan ukuran arus inverter. Selama periode ini, tegangan operasional bisa sekitar 11 persen lebih tinggi dari nilai nominal dan operasi saat ini dapat sekitar 4 persen lebih tinggi.
2. Pemilihan Tegangan
Besarnya tegangan inverter adalah jumlah dari tegangan dari seri modul yang terhubung dalam sebuah string. Karena tegangan modul dan tegangan dari array PV seluruh tergantung pada suhu, kasus-kasus ekstrim musim dingin dan musim panas operasi digunakan pada saat sizing. Untuk memungkinkan inverter menjadi optimal disesuaikan dengan array surya, penting untuk mengambil suhu modul 'dan parameter radiasi operasi memperhitungkan. Tegangan array PV sangat tergantung pada suhu. Rentang operasi inverter harus disesuaikan dengan kurva I-V dari array PV. Kisaran MPP dari inverter harus, seperti dapat dilihat pada Gambar 1.3, menggabungkan poin MPP dari array I-V kurva pada temperatur yang berbeda. Selain itu, tegangan-off balik dan ketahanan tegangan inverter harus diperhitungkan.
3. Maksimum jumlah di dalam modul
Batas pertama didefinisikan dengan suhu musim dingin -10 ° C (Jerman). Pada temperatur rendah, tegangan modul meningkat. Tegangan tertinggi yang dapat terjadi pada kondisi operasi tegangan rangkaian terbuka pada suhu rendah. Jika inverter dimatikan pada hari cerah musim dingin (misalnya karena kegagalan grid), hal ini dapat mengakibatkan tegangan pada rangkaian terbuka terlalu tinggi saat diaktifkan kembali. Tegangan ini harus lebih rendah dari tegangan input DC maksimum pada inverter, jika tidak inverter dapat rusak. Dengan demikian, jumlah maksimum modul dihubungkan seri-berasal dari hasil bagi dari tegangan input maksimum dari inverter dan tegangan sirkit terbuka dari modul pada -10 °C.
Tegangan rangkaian terbuka modul pada -10 ° C tidak selalu ditentukan pada sheet produsen modul 'data. Sebaliknya, informasi sering diberikan pada AV perubahan tegangan sebagai persentase atau dalam mV / ° C. Perubahan tegangan diawali dengan tanda negatif. Hal ini memungkinkan tegangan sirkit terbuka di -10°C akan dihitung dari tegangan sirkit terbuka di bawah kondisi STC mengikuti VOC (STC).Dengan AV dalam persentase per °C :
Di sini harus memastikan bahwa AV memiliki simbol negative.Hal ini menunjukkan bahwa tegangan terbuka rangkaian modul mono-kristal atau polikristalin pada -10 ° C meningkat sekitar 14 persen dibandingkan dengan kondisi STC:
4. Minimum jumlah di dalam modul
Selama musim panas, modul di atas atap dengan mudah dapat panas hingga sekitar 70 ° C (di Jerman, dapat lebih tinggi, lihat di bawah). Suhu ini umumnya digunakan sebagai dasar ketika menentukan jumlah minimum modul dalam sebuah string. Dengan sistem ventilasi yang baik, suhu maksimum 60 ° C dapat diasumsikan di Jerman.
Dengan irradiance penuh di musim panas, sistem PV memiliki tegangan lebih rendah dari pada kondisi STC (tegangan nominal pada data sheet modul) karena suhu meningkat. Jika tegangan operasi sistem turun di bawah tegangan MPP minimum inverter, ini akan tidak lagi memberi daya maksimum yang mungkin dan, dalam kasus terburuk, bahkan akan switch off itu sendiri. Untuk alasan ini, sistem harus sedemikian rupa berukuran bahwa jumlah minimum seri modul yang terhubung dalam sebuah string berasal dari hasil bagi dari tegangan input minimum inverter di MPP dan tegangan modul pada MPP pada 70 ° C. Rumus berikut memberikan nilai batas bawah untuk menentukan jumlah modul dalam seri:
Jika tegangan dari modul di MPP pada 70°C tidak terterah pada datasheet produsen modul, maka dapat dihitung sebagai berikut dari tegangan MPP di bawah kondisi STC, V MPP(STC) menggunakan angka-angka untuk AV persentase perubahan tegangan atau dalam mV p e r °C
V M P P ( m o d u l e 7 0 ° C ) = (1+45° C X AV/100) X VMPP(STC)
Dengan LiV dalam mV per °C:
V M P P ( m o d u l e 70 ° C ) =VMPP(STC) +45° C X AV
Secara umum, dapat diasumsikan bahwa tegangan MPP dari modul mono-kristal atau polikristalin pada 70 °C akan turun sekitar 18 persen relatif terhadap kondisi STC:
V M P P ( m o d u l e 70 ° C ) =0,82 X VOC(STC)
Suhu maksimum yang terjadi ditentukan oleh lokasi sistem. Ini harus diperhitungkan ketika menentukan perubahan tegangan. Dengan atap dan fasad-terpadu sistem PV tanpa ventilasi, suhu dapat meningkat hingga 100 °C. Dalam kasus ini, tegangan VM pp pada 100 °C digunakan untuk menentukan jumlah minimum modul dalam string. Dengan konsep sistem dengan string panjang, bayangan besar dapat menyebabkan penurunan yang cukup besar dalam tegangan MPP. Ini harus diperhitungkan ketika menentukan besaran. Dengan mengecek batas tegangan dan menentukan frekuensi tegangan yang terjadi, program simulasi dapat memberikan informasi untuk mengoptimalkan ukuran.
5. Tegangan Optimal
Ketika mengoptimalkan ukuran, harus diingat bahwa efisiensi inverter tergantung pada tegangan. Spesifikasi dan / atau grafik dari ketergantungan tegangan diperlukan di sini. Namun, saat ini, hanya sangat sedikit produsen menyediakan data untuk efisiensi pada tegangan inverter yang berbeda. Sejumlah perangkat (misalnya oleh inverter produsen Fronius, Siemens, SMA dan Sunways) diukur secara rinci di laboratorium photovoltaics dari Universitas Bern of Applied Sciences di Burgdorf, Swiss.
Gambar 1.4 efisiensi dan relasi tegangan input untuk variasi type inverter buatan SMA, Sputnik dan Sunways.
Untuk beberapa jenis inverter yang diproduksi oleh SMA, Sputnik dan Sunways, angka-angka berikut dapat digunakan langsung untuk mengoptimalkan ukuran tegangan. Ini didasarkan pada pengukuran produsen 'dan investigasi yang dilakukan di laboratorium untuk sistem pengukuran elektronik di Neu-Technikum Buchs (Buchs College of Technology, NTB) di Swiss.
Dengan cermat pencocokan array PV untuk inverter, hasil dapat ditingkatkan dengan beberapa persen. Inverter dengan efisiensi yang lebih baik dalam berbagai operasi yang normal array PV tegangan sehingga dapat menjadi investasi yang baik. Inverter biasanya menyumbang hanya 10 persen dari biaya suatu sistem grid-terkait PV, sehingga setiap biaya inverter meningkat dapat cepat kembali.
6. Menentukan jumlah string
Untuk melengkapi ukuran, orang harus memastikan bahwa arus PV Array maksimum tidak melebihi masukan inverter arus maksimum. Jumlah maksimum string adalah sama besar seperti hasil bagi dari input maksimum yang diizinkan saat DC inverter dan string arus maksimum:Jika inverter terlalu kecil, kita harus memeriksa seberapa sering inverter terletak di kisaran kelebihan arus. Perkiraan demikian dapat dibuat apakah ada kelebihan beban ringan atau tinggi. Hal ini dapat dicapai dengan menggunakan program simulasi yang sesuai.
Gambar 1.5 menggambarkan inverter kelebihan beban: ini dapat menyebabkan penuaan dini pada inverter atau perusakan komponen elektronik.Gaaqmbar1.5 Perhitungan arus beban memakai programsimulasi SolEm
Demikianlah cara memilih ukuran inverter sesuai dengan penggunaannya semoga bermanfaat terimakasih.