기후 예측을 통해 호주의 미래 태양광 발전 램프 평가

Scientific Reports 13권, 기사 번호: 11503(2023) 이 기사 인용

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측정항목 세부정보

전력망에 대한 광전지(PV) 보급 수준이 높아지면서 기후 변화에 대한 취약성으로 인해 전력망의 설계와 운영 모두에 어려움이 발생합니다. PV 작동의 중요한 측면은 전력망의 변동성과 불안정성을 초래하는 전력 램프입니다. 호주 Powell Creek에 계획된 세계 최대 규모의 태양 에너지 인프라를 포함하여 주목할만한 대규모 PV 배치가 계획되어 있으므로 미래 램프의 특성을 파악하는 것은 대규모 경제 개발을 지원하기 위한 안정적인 전력 생산을 보장하는 데 중요합니다. RCP8.5 및 RCP4.5 배출 시나리오에 따른 CORDEX-Australasia 예측을 사용하여 호주 전역의 미래 태양광 경사로를 최대 2100년까지 특성화했습니다. 결과는 위치에 따라 주파수 및 기간 길이가 달라지면서 호주 전역의 경사로 규모가 감소할 것으로 예측합니다. 이 작업은 안정적인 전원 공급을 위한 주파수 제어 장치 및 저장 계획의 통합을 보장하기 위해 대규모 태양열 발전소를 설계할 때 향후 기후 변화를 고려하는 것이 중요함을 강조합니다.

그리드에 연결된 태양광 발전 시스템의 설치 용량은 전 세계적으로 급속히 증가하고 있습니다1. 그러나 대규모 광전지(PV) 시스템을 전력망에 통합하는 것은 태양광 자원의 가변적인 특성으로 인해 상당한 기술적 과제를 제기합니다. 구름의 움직임으로 인한 지구 수평 복사조도(GHI)의 변동은 PV 전력 출력의 간헐적인 기간을 초래합니다. 하늘이 맑은 날, 생성된 PV 전력은 해당 위치의 GHI와 유사한 예측 가능한 일별 곡선을 따를 것으로 예상됩니다2. 그러나 이 일주 곡선은 구름의 움직임으로 인해 갑자기 변하며 이로 인해 출력이 갑자기 증가하거나 감소할 수 있습니다(경사라고 함). 흩어진 맑은 날씨의 적운은 몇 초에서 몇 분까지 다양한 경사로를 생성할 수 있는 반면, 불투명한 층운 구름은 몇 시간 동안 에너지 출력을 감소시키는 경사로를 생성할 수 있습니다3. 따라서 램프는 생성된 전기량과 PV 시스템의 신뢰성에 영향을 미칩니다. 태양광 보급률이 높을수록 생산되는 PV 전력량의 급격한 변동은 전력 시스템의 작동과 다양한 기간에 따른 공급-수요 비율에 부정적인 영향을 미칠 수 있습니다4. 지역 전력 수요를 충족하기 위해 그리드 운영자는 클라우드로 인한 PV 전력 변동에 대응하고 내장된 PV 발전기의 상당한 잉여 또는 적자 생성의 균형을 맞춰야 합니다. 더 짧은 기간(초)의 램프는 국부 전압 깜박임을 유발할 수 있으며, 이로 인해 조정 장비(예: 부하시 탭 절환기)의 필요성이 증가하여 유지 관리 비용이 증가합니다. 더 긴 시간(분 단위)에서는 PV 패널에서 생산되는 전력의 변화가 그리드 안정성과 전력 품질에 큰 영향을 미칠 수 있습니다5. 따라서 램프 제어 장치의 저장 솔루션 및 기술 개발을 계획하기 위해서는 램프 발생을 식별하고 예측하는 것이 필수적입니다.

태양광 램프는 PV 전력 출력2,9 또는 GHI5,10 관측을 사용하여 세계 여러 지역5,6,7,8에 대해 연구되었습니다. 이러한 연구에서는 PV 발전소 규모의 램프 이벤트를 정량화하고 그리드에 미치는 영향을 강조했습니다. 생성된 전력의 변동성은 지역 기상 현상2,10,13의 영향을 받는 하늘 조건5,11,12의 영향을 받습니다. 경사로 발생의 원인이 되는 국지적 기상 현상을 확인하고2,9,13 계절 및 연간 변동성을 연구한 연구는 거의 없습니다9. 기후 변화로 인한 구름량 조건과 기상 패턴의 미래 변화는 세계 여러 지역의 경사로 발생에 영향을 미칠 것입니다.

태양광 램프에 대한 여러 연구에도 불구하고 대부분은 2년 미만의 관찰에 기반을 두고 있습니다. 또한, 이 분야의 이전 연구는 새로운 예측 기술을 개발하거나 과거 데이터를 사용하여 현장별 대규모 PV 발전소에 대한 램프 동작을 식별하는 경향이 있습니다2,6,18. 램핑 분포 패턴을 조사하기 위해 더 큰 공간 규모에 대한 최소한의 연구가 수행되었습니다. 기후 변화로 인해 태양광 발전 램프 특성이 어떻게 변할 것인지 제안하는 연구는 수행되지 않았습니다. 호주는 세계 최고의 태양광 자원 중 하나를 보유하고 있으며 순 제로 목표를 달성하기 위해 호주 전역에 걸쳐 대규모 및 소규모 PV 배치가 급격히 증가했습니다19. 호주에서 태양광 발전 및 통합에 대한 수요가 증가함에 따라 저장 솔루션과 안정적인 그리드 규제를 계획하려면 다양한 기간에 따른 PV 전력 변동의 성격과 규모를 이해하는 것이 필수적입니다. 과거에 호주의 GHI 변동성과 관련된 연구는 거의 수행되지 않았지만4,20 호주 전역의 램프 이벤트와 관련된 연구는 없으며 호주의 태양광 발전 램프에 초점을 맞춘 제한된 연구만 현재까지 이루어졌습니다.

17.5% of the installed capacity) during the historical period (Fig. 1a). The ramp magnitude is projected to significantly decline ~ 0.4 to 0.5% under RCP4.5 (Fig. 1b) and > 0.45% under the RCP8.5 scenario (Fig. 1c) in the far future. Northern Australia is expected to have the highest decline in the ramp magnitude for RCP4.5. Under the RCP8.5 scenario, we expect a maximum decline in Australia's Northern and Eastern regions. We analyze the ramps at the 90th percentile to assess the extreme ramp events. The ramp magnitude at the 90th percentile (referred to as extreme ramps here) is highest near the east coast of Australia during the historical period (Fig. 1d). These extreme ramps are projected to decline throughout the country in the future for both periods under RCP4.5 and RCP8.5 emission scenarios (Fig. 1e,f). During the far future period, the magnitude decreases further under both scenarios. The highest decline occurs in the East and some parts of North Australia (up to 1.5% of the installed capacity). Additionally, it is interesting to note that even though the maximum decline in the mean ramp magnitude is in the Western part of the continent in the future, the maximum reduction in extreme ramp magnitude is projected in the East and North. This reveals that cloud-induced variability in PV generation for future periods is projected to decrease; hence, the requirement for an extensive storage facility to maintain grid stability at all times of the day will reduce./p> 200 per year) (Fig. 2d). It is predicted that there will be a slight increase in the number of extreme ramps in some parts of North and East Australia in the future, with decreases elsewhere. The maximum increases in the extreme ramps are predicted in the North and East of the continent (up to 4 per year) during the far future period under RCP4.5 (Fig. 2e), while similar increases are expected to occur only near the East (up to 6 per year) under RCP8.5 (Fig. 2f). Further, it can be noted that the spatial patterns for the changes in mean ramp frequency are similar to the changes in the extreme ramp frequency. This indicates that the peak and the tail of ramp frequency distribution will shift in a similar direction in the future. The future reduction in the number of ramp events at a location indicates that fewer onload tap-change operations will be required to maintain constant voltage, thus reducing the chances of grid imbalance and reducing the installation and maintenance costs of ramp control devices in the future. However, regions with future increases in ramp frequency require more robust ramp control devices to avoid grid instability and voltage flicker issues./p> 150 min/day) during the historical period (Fig. 3a). During the far future period, the ramping periods are projected to decrease in the West and increase in the East under both scenarios (Fig. 3b,c). There is a significant reduction in ramping periods near the West and South-Eastern Coast under both scenarios in the far future period. During the historical period, Northern Australia experienced the most extended periods of extreme ramps (Fig. 3d). It is interesting to note that the maximum increases in future extreme ramp periods are near Northern, Central and Eastern coastal regions of Australia for both scenarios (Fig. 3e,f), unlike the mean ramp periods with increases confined to Eastern Australia./p>

80 per year) by the end of the century. The mean ramping period duration is expected to significantly increase, with the increase mostly observed in Northern and Eastern Queensland under both scenarios (up to 50 h per year) by the end of the century. These changes reach up to 5% of the historical values are statistically significant near Queensland and the western and south-western regions of Australia. These are the regions where the future changes are large compared to the variability in the ensemble members. The future changes in ramp frequency and periods are higher under the RCP8.5 scenario. It is important to emphasize that the results show the dependence of ramps on future emission scenarios. Our results highlight that different emission scenarios used by regional climate models can significantly affect the magnitude of future changes in ramp characteristics. The high emission scenario RCP8.5 projects up to two times higher future changes in ramp characteristics than the intermediate emission scenario RCP4.5. Hence, it is essential to estimate the future intermittency by considering different emission scenarios to accurately assess the storage requirements for reliable and stable grid operation in the future./p>