気候予測を使用してオーストラリアの将来の太陽光発電の増加を評価する

Scientific Reports volume 13、記事番号: 11503 (2023) この記事を引用

43 オルトメトリック

メトリクスの詳細

電力網への太陽光発電（PV）の普及レベルが増加すると、気候変動に対する脆弱性により、電力網の設計と運用の両方に課題が生じます。 PV 運用の重要な側面は、電力網の変動と不安定性につながる電力の増加です。オーストラリアのパウエルクリークに計画されている世界最大の太陽光エネルギーインフラを含め、注目すべき大規模太陽光発電の導入が計画されており、大規模な経済発展を支える安定した発電を確保するには、将来のランプの特徴を明らかにすることが重要です。 RCP8.5 および RCP4.5 排出シナリオに基づく CORDEX-Australasia の予測を使用して、オーストラリア全土の将来の太陽光発電のランプの特徴が 2100 年まで特徴付けられました。その結果は、周波数と期間の長さが場所によって異なり、オーストラリア全土でランプの規模が減少することを予測しています。この研究は、大規模な太陽光発電施設を設計する際に、周波数制御装置と安定した電力供給のための蓄電計画を確実に組み込む際に、将来の気候の変化を考慮することの重要性を強調しています。

系統接続された太陽光発電システムの設置容量は世界的に急速に増加しています1。しかし、大規模な太陽光発電 (PV) システムを電力網に統合するには、太陽資源の変動する性質により、重大な技術的課題が生じます。雲の動きによって引き起こされる全球水平放射照度 (GHI) の変動が、断続的な PV 出力の原因となります。晴れた日には、発電された太陽光発電は、その場所の GHI と同様の予測可能な日周曲線に従うと予想されます2。ただし、この日周曲線は雲の動きによって突然変化し、その結果、出力が突然増加または減少することがあります（ランプと呼ばれます）。散在する晴天の積雲は、数秒から数分の範囲で変化するランプを生成する可能性がありますが、不透明な層雲の層は、エネルギー出力を数時間減少させるランプを生成する可能性があります3。したがって、ランプは発電量と太陽光発電システムの信頼性に影響を与えます。太陽光発電の浸透レベルが高くなると、太陽光発電の発電量が突然変動し、電力システムの運用やさまざまな時間スケールにおける需要と供給の比率に悪影響を与える可能性があります4。地域の電力需要を満たすために、送電網運営者はクラウドによる PV 電力の変動に対応し、組み込まれた PV 発電機からの大幅な余剰または不足の発電量のバランスを取る必要があります。持続時間が短い（秒単位）ランプは局所的な電圧ちらつきを引き起こす可能性があり、調整装置（負荷時タップ切換器など）の必要性が増大し、メンテナンスコストが増加します。より長い時間スケール (分単位) では、PV パネルによって生成される電力の変動がグリッドの安定性と電力品質に大きな影響を与える可能性があります5。したがって、ストレージソリューションやランプ制御デバイスの技術開発を計画するには、ランプの発生を特定して予測することが不可欠です。

太陽光発電ランプは、太陽光発電出力 2,9 または GHI5,10 の観測を使用して、世界のさまざまな地域で研究されています 5,6,7,8。これらの研究は、太陽光発電所規模でランプイベントを定量化し、それが送電網に及ぼす影響を明らかにしました。生成される電力の変動は、地域の気象現象の影響を受ける空の状態 5、11、12 の影響を受けます 2、10、13。ランプの発生の原因となる局地的な気象現象を特定し、その季節変動や年間変動を研究した研究はほとんどありません9。気候変動による雲量の状況や気象パターンの将来の変化は、世界のさまざまな地域でのランプの発生に影響を与えるでしょう。

太陽光発電のランプに関する研究はいくつかありますが、そのほとんどは 2 年未満の観測に基づいています。さらに、この分野のこれまでの研究は、新しい予測技術の開発14、15、16、17、または過去のデータを使用してサイト固有の大規模太陽光発電所のランプ挙動を特定することに傾いています2、6、18。傾斜分布パターンを調べるために、より大きな空間スケールで最小限の研究が行われています。太陽光発電のランプ特性が気候変動によってどのように変化するかを示唆する研究は行われていません。オーストラリアは世界有数の太陽光資源を有しており、ネットゼロ目標を達成するためにオーストラリア全土で大規模および小規模の両方の太陽光発電の導入が急速に増加しています19。オーストラリアでは太陽光発電と統合の需要が増加しているため、蓄電ソリューションと安定した送電網規制を計画するには、さまざまなタイムスケールでの太陽光発電電力の変動の性質と規模を理解することが不可欠です。過去にオーストラリア全土の GHI 変動に関連する研究はほとんど行われていないが 4,20、オーストラリア全土の太陽光発電の増加に焦点を当てた研究は限られており 21,22、これまでオーストラリア全体の太陽光発電の増加イベントに関連した研究はなかった。

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>