การวิเคราะห์การลดลงของสมรรถนะระหว่างโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา และแบบติดตั้งบนพื้นดินขนาด 1 เมกะวัตต์

Abstract

วิทยานิพนธ์ฉบับนี้ได้ทาการวิเคราะห์การลดลงของสมรรถนะโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา และแบบติดตั้งบนพื้นดิน ขนาด 1 MW โรงไฟฟ้าทั้งสองแบบใช้แผงเซลล์แสงอาทิตย์ชนิดโพลีคริสตัลไลน์เชื่อมต่อกับอินเวอร์เตอร์ขนาด 1 MW โดยอุปกรณ์ทั้งสองชนิดนี้ มาจากผู้ผลิตรายเดียวกัน และติดตั้งอยู่ในสถานที่ใกล้เคียงกันในจังหวัดสมุทรสงคราม การดาเนินการโดยการจัดเก็บข้อมูลที่ได้จากการบันทึกค่าจริงตั้งแต่ปี พ.ศ. 2560 ถึงปี พ.ศ. 2561 และใช้โปรแกรมจาลอง PVsyst ในการเปรียบเทียบผล ซึ่งการศึกษาวิเคราะห์จะครอบคลุมสาเหตุที่ส่งผลผลกระทบต่อการลดลงของสมรรถนะ เช่น อุณหภูมิ ความชื้น สภาพภูมิอากาศ และภูมิประเทศของไทย ที่ส่งผลโดยตรงต่อทางกายภาพของแผง ใช้ค่าสมรรถนะ (PR) เป็นดัชนีชี้วัด ในการเปรียบเทียบการลดลงของสมรรถนะสำหรับโรงไฟฟ้าทั้งสองแบบ ค่า PR ที่ได้คำนวณมาจากค่าสัมประสิทธิ์ของกาลังไฟฟ้าสูงสุดเมื่ออุณหภูมิเปลี่ยนไปจากอุณหภูมิที่มาตรฐาน (STC) แล้วนาค่า PR ที่ได้ในปี พ.ศ. 2560 และปี พ.ศ. 2561 มาคำนวณในสมการการลดลงของสมรรถนะ (DF) เพื่อหาค่าเปอร์เซ็นต์การลดลงของสมรรถนะของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ทั้งสองแบบ จากผลการวิเคราะห์การลดลงของสมรรถนะ (DF) โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา ระหว่างปี 2560 – 2561 มีค่า 0.62% และแบบติดตั้งบนพื้นดินมีค่าการลดลงของสมรรถนะเพียง 0.42% ดังนั้นการลดลงของสมรรถนะโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินมีค่าน้อยกว่าอยู่ 0.2% ผลจากการใช้โปรแกรมจาลอง PVsyst โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคามีค่า PR เฉลี่ยต่อปีที่ 75.6% และแบบติดตั้งบนพื้นดินมีค่า PR เฉลี่ยต่อปีที่ 83.20% และค่าโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคามีค่า PR เฉลี่ยต่อปีที่ 77.20% และแบบติดตั้งบนพื้นดินมีค่า PR เฉลี่ย 83.04% ซึ่งค่า PR จากโปรแกรมจำลอง PVsyst และจากค่าจริง มีค่าไปในทิศทางเดียวกัน

This thesis presents an analysis of performance degradation between PV rooftop and PV on ground power plant with a capacity of 1MW. Both PV power plants used the same manufacturer polycrystalline PV module connected to a 1MW grid inverter and located in the same location in Samutsongkhram province, Thailand. The actual monitored data was collected in the years 2017 and 2018 and the PVsyst simulation program was used. The analysis covered all parameters impacting the performance ratio (PR) such as temperature, humidity, weather, and local geography. Performance ratio (PR) was used as an indicator for degradation factors (DF) of both power plants. Maximum power coefficient was considered when the temperature changed based on standard temperature (STC) obtained in 2017 and 2018. Therefore, the degradation factor (DF) was calculated to evaluate the performance of both PV power plants. The analysis results of degradation factors (DF) of PV rooftop and PV on ground in the years 2017 and 2018 were 0.62% and 0.42%, respectively. The DF of PV on ground was less than PV rooftop as 0.2%. From PVsyst simulation results, the PR of PV rooftop and PV on ground were 75.6%, and 83.2%, respectively. The average PR from the actual monitored data of the two years for PV rooftop and PV on ground were 77.20% and 83.04%, respectively. The PR values from PVsyst simulation program and the actual monitored data were in the same direction.