Den load faktor eller udnyttelsesfaktoren af et kraftværk er forholdet mellem den elektriske energi faktisk producerede over en given periode, og den energi, der ville have givet, hvis det havde arbejde ved nominelle effekt i samme periode.
Belastningsfaktoren beregnes ofte over et eller flere år, men der er intet, der forhindrer det i at blive beregnet over forskellige perioder.
Det udtrykkes generelt som en procentdel , men kan udtrykkes som et antal ækvivalente timer (hepp) ved at gange den tidligere opnåede værdi med periodens varighed (i timer), hvor denne periode ofte tages årligt. Det kan også udtrykkes i watt (og dets multipler) ved at gange den procentvise værdi med installationens nominelle effekt.
Jo højere værdien af belastningsfaktoren er, jo tættere anlægget overvejer at nå sin maksimale produktionskapacitet.
Belastningsfaktoren varierer meget afhængigt af typen af primærenergi , alt efter installationens design og i henhold til brugen af den. Længden af den tidsperiode, der tages med i beregningen, påvirker også belastningsfaktorens værdi. Dette gælder især for intermitterende energier (f.eks. Vindkraft eller solceller ).
Belastningsfaktor bør ikke forveksles med tilgængelighed , som er en højere andel.
Belastningsfaktoren eller udnyttelsesfaktoren er forholdet mellem den elektriske energi, der produceres i en given periode (år, måned, anlæggets levetid osv.) Og den energi, der ville være produceret, hvis dette anlæg var blevet betjent i samme periode, kontinuerligt ved sin nominelle styrke .
Afhængig af omstændighederne anvendes i USA to forskellige begreber: " en: kapacitetsfaktor " svarende til begrebet belastningsfaktor og " belastningsfaktor ", som opnås ved at dividere den observerede produktion med den maksimale effekt, der er nået (peak power) i den pågældende periode. Dette kan føre til forvirring og fejlagtige fortolkninger.
Følgende eksempler er fiktive. De sigter kun mod at forklare den beregningsmetode, der er nævnt i indledningen.
Det vil sige et kraftværk med en nominel kapacitet på 1000 MW (megawatt), der producerer 648 GWh (gigawatt-timer, hvilket svarer til 1000 megawatt-timer) i en periode på 30 dage.
Antallet af megawatt timer, det ville have produceret, hvis det havde kørt kontinuerligt med sin nominelle effekt, opnås ved at multiplicere den nominelle effekt med antallet af timer i perioden .
I denne periode er belastningsfaktoren for det betragtede kraftværk derfor . Eller 90% eller 648 ækvivalente timer ( ).
Her er beskrivelsen og produktionshistorikken for en flåde af kraftværker (alle drevet af den samme primære energi):
Nominel effekt | Produktionsår 1 | Produktionsår 2 | Produktionsår 3 | Produktionsår 1 til 3 | |
---|---|---|---|---|---|
Central 1 | 120 MW | 750 GWh | 810 GWh | 860 GWh | 2420 GWh |
Central 2 | 230 MW | 1720 GWh | 1560 GWh | 1650 GWh | 4930 GWh |
Central 3 | 90 MW | 370 GWh | 640 GWh | 450 GWh | 1460 GWh |
Total | 440 MW | 2840 GWh | 3010 GWh | 2960 GWh | 8810 GWh |
Den maksimale energi, som hvert anlæg kunne have produceret over et år, opnås ved at gange dets nominelle effekt med varigheden af et år. For eksempel kunne plante 1 have produceret op til .
Det forbliver derefter at opdele den reelle produktion med den teoretiske maksimale produktion. Dette giver for eksempel for plante 1 fra år 1 til 3:
.
Den følgende tabel opsummerer belastningsfaktorerne opnået med figurerne i den foregående tabel.
År 1 | År 2 | År 3 | År 1 til 3 | |
---|---|---|---|---|
Central 1 | 71,3% | 77,1% | 81,8% | 76,7% |
Central 2 | 85,4% | 77,4% | 81,9% | 81,6% |
Central 3 | 46,9% | 81,2% | 57,1% | 61,7% |
Total | 73,7% | 78,1% | 76,8% | 76,2% |
Hvis man kun skal beholde en repræsentativ værdi af produktionen af hele flåden over flere år, kan den være 76,2% (nederst til højre i tabellen).
I praksis reduceres belastningsfaktoren over et år ved reduktioner i elproduktion forårsaget af:
Her er nogle værdier taget af belastningsfaktoren for eksisterende installationer:
Energitype | Periode | Geografisk område | Belastningsfaktor |
---|---|---|---|
Solcelleanlæg | 2015 | Verden | 6% til 21% |
Solcelleanlæg | 2015 | Europa | 11% |
Solcelleanlæg | 2019 | Forenede Stater | 24,5% |
Solcelleanlæg | 2015 | Kina | 15% |
Solcelleanlæg | 2019 | Frankrig | 13,5% |
Vindmøller på land | 2019 | Europa | 24% |
Vindmøller til søs | 2019 | Europa | 38% |
Vindmølle | 2019 | Frankrig | 24,7% |
Vindmølle | 2019 | Forenede Stater | 34,8% |
Vandkraft | 2003 til 2008 | Europa | 28% |
Kombineret cyklus | 2007 | Canada | 43% |
Vandkraft (eksklusive tidevandseffekt) | 2007 | Canada | 57% |
Atomisk | 2012 til 2015 | Frankrig | 74,2% |
Atomisk | 2019 | Frankrig | 68,6% |
Atomisk | 2019 | Forenede Stater | 93,5% |
Atomisk | 2007 | Canada | 75% |
Termisk kraftværk | 2007 | Canada | 82% |
Den hurtige stigning i kraften i vind- og solcelleanlæg i de senere år gør langsigtede beregninger for en nationalpark upræcise på grund af mangel på data om den fine tidsmæssige udvikling af installeret kraft og produktion på dette område. Beregninger, der antages at have en konstant årlig effekt, giver alligevel en størrelsesorden. De nukleare og hydrauliske tal i Europa er mere pålidelige, fordi størrelsen på den installerede base er relativt stabil.
Den amerikanske energiinformationsadministration sammenligner i 2015 belastningsfaktorerne for de forskellige elproduktionsmidler i de forskellige regioner i verden i perioden 2008-2012: belastningsfaktoren for solcelleanlæg varierer fra 6% i Canada til 21% i Indien gennem 15% i De Forenede Stater og Kina og 11% i de europæiske medlemslande i OECD vindkraftens belastningsfaktor varierer fra 17% til 30% (USA: 27%, Kina: 18%, Europa OECD: 22%).
Nogle termiske kraftværker kan i løbet af et år opnå en belastningsfaktor, der er større end 100%; i dette tilfælde leverede kraftværket mere elektrisk energi til netværket, end hvis det havde fungeret med nominel effekt året rundt. Faktisk er den nominelle magt oftest bestemt til sommertemperaturer, hvor kapaciteten er lavere på grund af den kolde kildes højere temperatur, der forringer den termiske effektivitet og derfor den leverede effekt (på den anden side er temperaturen på den kolde kilde lavere om vinteren, derfor er den termiske effektivitet bedre og den maksimale kapacitet kan overstige den nominelle kapacitet bestemt om sommeren). Denne metode til beregning af den nominelle effekt garanterer, at denne effekt kan nås uanset de meteorologiske forhold, der tages i betragtning på det pågældende sted (sommer og vinter).
Ifølge IRENA faldt produktionsomkostningerne dramatisk fra 2017 til 2018 for vedvarende energi, og samtidig har belastningsfaktorer en tendens til at blive bedre. I løbet af 10 år har alle vedvarende sektorer oplevet, at deres materialeomkostninger systematisk falder hvert år, mere end hvad prognoser for feltet annoncerede.