CC BY
55
Оригинальная статья / Original article УДК 621.383.51
DOI: http://dx.d0i.0rg/l 0.21285/1814-3520-2019-6-1187-1202
Назначение шунтирующих диодов солнечной панели и методы их диагностики
© С.В. Швец, А.В. Байшев
Хакасский государственный университет им. Н.Ф. Катанова, г. Абакан, Россия
Резюме: Цель - обозначить важность проведения мероприятий по диагностике и поддержанию в исправном состоянии шунтирующих диодов в составе солнечной панели. Исследование проведено с использованием теоретического анализа информационных данных о шунтирующих диодах и их диагностике. Рассмотрены дефекты солнечной панели, возникающие по причине неисправных шунтирующих диодов. Использовано компьютерное моделирование в программе PVSYST, проведена имитация неисправностей шунтирующих диодов на солнечной панели YL-250P-29b и их диагностика методами анализа тока короткого замыкания при частичном затенении и параметра напряжения холостого хода в нормальных условиях. Установлено, что методы тепловизионной диагностики (в том числе с использованием беспилотника) и визуальная инспекция не являются точными инструментами поиска неисправных шунтирующих диодов. Для малых солнечных электростанций (а также для диагностики шунтирующих диодов солнечных панелей из запасных частей, инструментов, приспособлений на крупных солнечных электростанциях) применимы методы анализа тока короткого замыкания при частичном затенении и параметра напряжения холостого хода в нормальных условиях. Для полной диагностики неисправностей шунтирующих диодов на крупных солнечных электростанциях рекомендован метод тепловизионной диагностики с применением внешнего источника.
Ключевые слова: солнечная электростанция, шунтирующие диоды, диагностика шунтирующих диодов, тепло-визионная диагностика, электролюминисценция, визуальная инспекция
Информация о статье: Дата поступления 09 октября 2019 г.; дата принятия к печати 12 ноября 2019 г.; дата онлайн-размещения 28 декабря 2019 г.
Для цитирования: Швец С.В., Байшев А.В. Назначение шунтирующих диодов солнечной панели и методы их диагностики. Вестник Иркутского государственного технического университета. 2019. Т. 23. № 6. С. 1187-1202. https: //doi. o rg/10.21285/1814-3520-2019-6-1187-1202
Bypass diode function in solar panels and their diagnostic methods
© Sergey V. Shvets, Anatoliy V. Baishev
Khakass State University named after N.F. Katanov, Abakan, Russia
Abstract: The purpose of the paper is to indicate the importance of measures on diagnosis and maintenance of solar panel bypass diodes. The study involves the theoretical analysis of information data on bypass diodes and their troubleshooting. Consideration is given to solar panel defects arising from faulty bypass diodes. The study uses computer simulation in PVSYST program, simulates bypass diode faults on YL-250P-29b solar panel and performs bypass diode diagnostic by the methods of short-circuit current analysis at partial shading and idle voltage parameter under normal conditions. It is determined that the methods of thermal imaging diagnostics (including those using a drone) and visual inspection are not accurate troubleshooting tools for faulty bypass diodes. The analysis methods of short-circuit current at partial shading and the idle voltage parameter under normal conditions are applicable for small solar power plants. They also can be used for the diagnosis of bypass diodes of solar cell arrays assembled from spare parts as well as for tools and devices at large solar power plants. The method of thermal imaging diagnostics using an external source is recommended to use for full fault diagnosis of bypass diode breaks in large solar power plants.
Keywords: solar power plant, bypass diodes, bypass diode diagnostics, thermal imaging diagnostics, electroluminescence, visual inspection
Information about the article: Received October 09, 2019; accepted for publication November 12, 2019; available online December 28, 2019.
For citation: Shvets SV, Baishev AV. Bypass diode function in solar panels and their diagnostic methods. Vestnik Ir-kutskogo gosudarstvennogo tehnicheskogo universiteta = Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2019;23(6): 1187—1202. (In Russ.) https://doi.org/10.21285/1814-3520-2019-6-1187-1202
1. ВВЕДЕНИЕ
Представленные на рынке солнечные панели (СП) по заверениям производителей имеют срок службы порядка 25 лет и считаются практически необслуживаемыми. Рекомендуют лишь в случае сильного загрязнения поверхности СП проводить их чистку, при этом вмешательство в электрическую часть не предполагается на всем сроке службы.
Практика показывает, что СП нельзя считать необслуживаемыми, т.к., несмотря на простую конструкцию, в некоторых элементах СП могут возникать дефекты, негативно отражающиеся на производительности солнечной электростанции (СЭС).
В частности, большое внимание стоит уделять диагностике неисправности шунтирующих диодов (ШД), являющихся неотъемлемой частью большинства кремниевых СП. ШД выполняют как функции защиты СП в условиях частичного затенения, так и повышают эффективность в данных обстоятельствах. ШД не допускают рассеивания мощности в затененных солнечных ячейках, предохраняют СП от ускоренной деградации и преждевременного выхода из строя [1].
ШД расположены в диодной коробке (ДК) на оборотной части СП и работают в достаточно жестких условиях. Например, исследования показывают, что в солнечные летние дни температура внутри ДК достигает значений более 70°С, что ведет к увеличению тока утечки через ШД и порой провоцирует плавление р-п перехода с последующим выходом из строя как ШД, так и всей СП [2].
Понимая важность обозначенной роли ШД в составе СП, являются актуальными исследования в области поиска методов диагностики этих элементов, а также разработки мероприятий по продлению их срока службы.
Особо актуальна эта тема в связи с тем, что в Российской Федерации с недав-
1188
него времени появляется все больше как малых, так и больших СЭС, где эта проблема может проявить себя.
2. ЦЕЛЬ РАБОТЫ
Целями исследования являются обозначение важности проведения мероприятий по диагностике и поддержанию в исправном состоянии ШД, входящих в состав СП, рассмотрение методов их диагностики для промышленных и малых СЭС, имитация основных неисправностей ШД на СП и проведение их диагностики одним из методов.
3. МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
Главная задача ШД состоит в улучшении производительности СП в условиях частичного затенения и сохранении ее от образования локальных перегревов (ЛП) или так называемых «горячих точек».
ШД включаются в состав СП в разном количестве и имеют различную конфигурацию: как с перекрытием зон действия, так и действующие независимо [3]. Наиболее часто в составе кремниевых СП встречаются 3 ШД, не имеющих общих зон действия (рис. 1 a, Ь).
В нормальном режиме (рис. 1 а) ШД заперт прямым для солнечных ячеек и обратным для ШД напряжением и практически не оказывает влияния на работу СП.
В случае, когда один из солнечных элементов в группе затенен (рис. 1 Ь), затененная ячейка ведет себя как нагрузка для цепи [4], ограничивает ток и оказывается под обратным напряжением, которое открывает ШД и тем самым создается обходной путь для течения тока в СП.
Мировая практика эксплуатации СЭС показывает, что ШД нередко выходят из строя. Так, например, исследование [5] показало, что из 1272 СП, находящихся в эксплуатации 4 года, 593 (47%) имели неисправные ШД.
b
a
Рис. 1. Работа шунтирующего диода в разных условиях: a - в нормальных условиях (шунтирующий диод не оказывает влияния на работу солнечной панели); b - в условиях возникновения частичного затенения (шунтирующий диод создает путь для тока в обход группы, имеющей затенение) Fig. 1. Bypass diode operation in different conditions: a - normal conditions (bypass diode does not affect the operation of the solar cell array); b - partial shading (bypass diode creates a path for the current to bypass the shaded group)
Среди причин возникновения дефектов ШД выделяют перенапряжение, например, вследствие грозовых явлений либо перегрева [2]. Встречаются и случаи производственного брака [6].
Можно выделить два вида неисправностей ШД: его обрыв и короткое замыкание.
Обрыв ШД проявляет себя только в условиях возникновения частичного затенения на группе солнечных элементов (при нормальной освещенности влияния на работу СП не оказывает), когда этот элемент перестает генерировать электроэнергию и начинает рассеивать мощность, образуя ЛП [1].
В свою очередь, ЛП может стать причиной таких необратимых дефектов СП как растрескивание стекла СП, разрушение ячеек, ускоренная деградация СП, изменение цвета ламинирующей пленки, расслое-
ние элементов модуля [7]. В худшем варианте ЛП могут стать причиной возгорания СП [2].
Стоит отметить, что такие дефекты как расслоение элементов СП и растрескивание ее стекла приводят к разгерметизации СП и тому, что изоляция как солнечных ячеек от атмосферных воздействий, так и электрическая изоляция СП (особенно во влажную погоду) уже не являются достаточными для обеспечения должных условий эксплуатации СП и не обеспечивают необходимый уровень электробезопасности для обслуживающего персонала. К тому же разгерметизация СП приводит к попаданию внутрь ее влаги, и к вышеперечисленным дефектам добавляется еще и коррозия металлических элементов СП, которая со временем разрушает их и необратимо выводит модуль из строя [7].
Короткое замыкание ШД равносиль-
но нахождению его в постоянно включенном состоянии (рис. 1 b), как при нормальной освещенности, так и в условиях частичного затенения.
Короткое замыкание ШД не несет в себе разрушительных последствий, но приводит к снижению выработки за счет вывода из работы части солнечных элементов СП и ускоряет их деградацию [2, 8, 9].
Среди методов диагностики неисправностей ШД в составе СП можно выделить следующие способы:
- визуальная инспекция [7];
- метод тепловизионной диагностики [5, 7];
- аналитика вольтамперных характеристик (ВАХ) СП [3, 7, 8, 10];
- различные вариации и синтез вышеперечисленных методов (например, теп-ловизионная диагностика с использованием внешнего источника) [11, 12].
Визуальная инспекция - это метод поиска видимых дефектов СП: вздутие подложки, изменение цвета ячеек, следов нарушения изоляции и ожогов модуля, мест его разгерметизации, трещин солнечных ячеек и т.п. [7]. Метод прост и эффективен, но с его помощью можно найти далеко не все дефекты СП и ШД. В частности, неисправности ШД диагностировать этим способом сложно: можно лишь предполагать о них по косвенным видимым признакам, наиболее ярким из которых является возникновение дефекта диодной коробки.
Большую эффективность и точность имеет метод тепловизионной диагностики
(рис. 2), он является достаточно распространенным способом инспекции СП во всем мире, т.к. с его помощью можно определить многие проблемы СП, в частности неисправный ШД.
Методы тепловизионной диагностики можно разделить на два:
- ручная тепловизионная съемка;
- тепловизионная съемка с использованием коптера.
Установлено [13], что для получения термографического изображения, отражающего реальное состояние СП, при съемке необходимо придерживаться следующих правил:
1)горизонтальное выравнивание камеры относительно поверхности СП должно находиться в пределах а±30° относительно перпендикуляра к ее поверхности (рис. 3);
2) вертикальное выравнивание камеры относительно поверхности СП должно быть близким к углу падения солнечного излучения на ее поверхность;
3) проводящему обследование необходимо не допускать попадания тени на поверхности исследуемой СП;
4) проводить съемку с разных ракурсов (в том числе с оборотной стороны);
5) проводить обследование в ясные дни с инсоляцией на уровне >650 Вт/м2;
6)использовать тепловизор с температурным разрешением >0,08°С и разрешением объектива >320х240 - для больших (промышленных) массивов СП, для малых массивов > 160х120.
63J 48.8
Рис. 2. Тепловизионный снимок солнечной панели Fig. 2. Thermal image of the solar cell array
Рис. 3. Допустимые области расположения тепловизионной камеры Fig. 3. Valid thermal vision camera locations
Ручная тепловизионная съемка подходит более для обследования небольших СЭС малой площади, где СП расположены на доступной для человека высоте, т.е. не выше 2,5 м. Производить тепловизионную съемку более высоких конструкций без применения дополнительных средств достаточно трудно, в частности, будет сложно подобрать соответствующий угол обзора [13, 14].
Тепловизионная съемка при помощи коптера является более быстрым способом обследования СП даже на крупных СЭС. По сравнению с ручной тепловизионной съемкой, тепловизионная съемка при помощи коптера (с установленной на него целевой нагрузкой в виде тепловизионной камеры) имеет ряд преимуществ:
1) существенно более высокая скорость обследования и анализа результатов;
2) отсутствие ограничений в обследовании массивов СП любых габаритов;
3) зачастую кадры тепловизионных снимков с коптера имеют привязку к координатам GPS/Глонасс, что существенно облегчает определение месторасположения дефектной СП;
4) съемка проводится с заданными параметрами, нет необходимости постоянно настраивать углы обзора.
При всех своих плюсах, у метода простой тепловизионной съемки есть и существенный недостаток: с его помощью не всегда возможно определить обрыв ШД. Он
ISSN 1814-3520
будет зафиксирован только в случае, если группа, которую защищает дефектный ШД, будет частично затенена, т.к. только тогда в ней будет фиксироваться выделение тепла, соответственно, в условиях нормальной освещенности неисправный ШД не будет выявлен.
Для того чтобы точно определить обрыв ШД, тепловизионную съемку совмещают с подачей напряжения обратного смещения и тока от внешнего источника в темное время суток, когда СП не производит электроэнергию.
В случае если ШД имеет обрыв, ток будет протекать через группу, которую он защищал, и нагревать солнечные элементы. Пример изображения массива с СП, в которой есть ШД, имеющий обрыв, показан на рис. 4.
Этим же методом можно найти и короткое замыкание ШД, поменяв полярность внешнего источника в сторону прямого смещения; нагреваться будут солнечные элементы, защищаемые исправным ШД, а солнечные элементы, защищенные ШД, находящиеся в состоянии короткого замыкания, - нет.
Еще одни методом диагностики является аналитика параметров ВАХ СП, в частности по показаниям и^ и /5С в различных условиях. Этот метод является мощным инструментом диагностики, с помощью которого можно определить многие
ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2019;23(6):1187-1202
1191
Рис. 4. Тепловизионное изображение панели с шунтирующим диодом, имеющим обрыв Fig. 4. Thermal image of a panel with a bypass diode break
неисправности СП, в том числе обнаружить неисправный ШД.
Обнаружить короткозамкнутый ШД можно сравнением ихх проверяемой СП с
параметрами и^:
- эталонной СП;
- полученным аналитически на основании паспортных данных СП параметром и/хх для условий, в которых проводилась проверка.
Допуская то, что солнечные ячейки одинаковы, а также с учетом того, что они соединены в СП последовательно и при этом разделены на равные по количеству солнечных ячеек группы, каждую из которых защищает отдельный ШД, можно утверждать, что ихх-панели с короткоза-
мкнутым ШД будет ниже и ^ СП в тех же
условиях, но с исправными ШД на уровень напряжения шунтированной группы ячеек Аи, равный:
AU-
n
■ N ■ Z,
(1)
где и - напряжение холостого хода СП,
В; N - число ячеек в закороченной ШД группе, шт.; 1 - число шунтированных групп, шт.; п - число ячеек в модуле, шт.
На кривой ВАХ короткозамкнутый ШД в СП сдвинет ее по оси напряжения на уровень Аи от и до и аналогично тому, как это изображено на рис. 5.
Рис. 5. Вид вольтамперной характеристики солнечной панели с короткозамкнутым шунтирующим диодом Fig. 5. View of the current-voltage diagram of a solar cell array with a short-circuited bypass diode
Определить обрыв ШД можно, сверяя /5С СП в условиях искусственно созданного затенения в группе солнечных элементов со значением /5С СП без затенения. При этом число групп солнечных элементов определяется количеством ШД, а затенение производится куском светонепроницаемого материала (например, картона) определенных размеров для каждой группы солнечных элементов поочередно.
Важно, что под «затенением» в работе понимается так называемая «жесткая тень» на поверхности СП, которая не пропускает свет к ее поверхности.
Для поиска обрыва ШД (согласно рис. 6) изначально при отсутствии затене-
ния (точка «0» на рис. 6.) фиксируется /5С
СП в условиях нормальной освещенности. Затем затеняющий предмет помещают в 1, 2, затем 3 группу солнечных элементов, при этом фиксируя /5С СП при наличии затенения в каждой из них.
Далее, если существует обрыв в одном из 3 ШД, защищающих солнечные элементы в СП, изображенной на рис. 6, /5С будет существенно падать при затенении группы солнечных элементов, в которой есть обрыв ШД. То есть будет наблюдаться резкое снижение тока от уровня « » до уровня «/5С д» по аналогии с
тем, как это показано на рис. 7.
Рис. 6. Методика диагностики обрыва шунтирующего диода Fig. 6. Diagnostic methods of bypass diode break
Рис. 7. Изменение тока короткого замыкания от числа затененных групп в панели с 3 шунтирующими диодами, некоторые из которых неисправны Fig. 7. Variation of short circuit current versus the number of shaded groups in a 3 bypass diode solar cell array
where some of diodes are faulty
4. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ
Анализируя методы диагностирования ШД, можно сказать о том, что для малого количества СП (например, в составе частных СЭС) подходит метод анализа параметров и^ при нормальных условиях для диагностики замкнутых ШД и метод анализа /5С в условиях затенения для проверки обрывов ШД. Также эти методы можно рассматривать для проверки СП, находящихся в запасных частях, инструментах, приспособлениях (ЗИП) на крупных СЭС.
Рассматривать этот метод диагностики для СП, установленных на крупной СЭС, не имеет смысла, т.к. способ такой проверки достаточно трудоемок и требует вывода из работы большого числа СП на длительный срок, что несет материальный ущерб для станции.
В результате анализа установлено, что подходящими для диагностики крупных СЭС являются методы тепловизионной съемки ручной и с применением коптера, а также с использованием внешнего источника.
Метод простой тепловизионной съемки проводят в дневное время, при этом существует вероятность получения ложных результатов вследствие того, что поверхность СП при неправильном ориентировании тепловизора своей отражающей способностью будет влиять на результаты съемки. К тому же этот метод сравнительно замедлен.
Диагностика с применением коптера - самый быстрый способ диагностики крупной СЭС и имеет преимущества перед простой тепловизионной съемкой в скорости, к тому же зачастую такая съемка проводится с привязкой изображений СЭС к геолокации, что существенно упрощает поиск места неисправности.
Методы тепловизионной диагностики и с применением коптера имеют существенный недостаток в том, что не могут определить обрыв ШД при нормальных условиях. Для его обнаружения при помощи тепловизора требуется наличие загрязнения на группе солнечных элементов, ко-
торые защищает ШД. Учитывая вероятностный характер появления загрязнения на поверхности СП, а также тот факт, что диагностика проводится один раз в определенный период, например, существует рекомендация тепловизионной проверки СЭС раз в несколько лет, можно сказать о том, что неисправность ШД может быть не установлена, что несет в себе определенные риски.
Поэтому для диагностики как обрыва ШД, так и его короткого замыкания стоит рассматривать метод тепловизионной съемки с использованием внешнего источника. Ко всему прочему, диагностика таким методом проводится, как правило, в ночное время, когда градиент температур поверхности СП и окружающей среды очень четко обозначает все изъяны проверяемых СП на тепловизионном изображении.
Рассмотрим подробнее метод анализа параметров ихх при нормальных условиях для диагностики замкнутых ШД и метод анализа /5С в условиях затенения
для проверки оборванных ШД. В качестве объекта исследования будет выступать СП УЬ250Р-29Ь. Сравнивать параметры исследуемой СП предполагается с параметрами, рассчитанными на основании ее паспортных данных [15], и сведениями об условиях, в которых производится диагностика.
Для того чтобы определить показания солнечной радиации на поверхности СП, воспользуемся следующим соотношением [16]:
I"sc
1 sc (G) = • G
(2)
где /*с - ток короткого замыкания СП, указанный для условий 8ТС, А ; О* - уровень инсоляции на поверхности СП в условиях
STC = 1000
Вт
м
Используя соотношение (2), можно с достаточной точностью по показанию 1ЗС (О) определять солнечную радиацию О
на поверхности незатененной СП в разных условиях ее расположения. Стоит отметить, что на уровень G сильно влияет облачность, поэтому необходимо проводить диагностику в ясные дни.
Далее определим, при каком уровне G стоит производить диагностику обрыва ШД в СП, а также - сколько ячеек необходимо затенить в группе СП для точной диагностики.
Для этого прибегнем к программе PVSYST, в которой, выбрав в качестве исследуемой СП YL-250P-29b, укажем для условий моделирования отсутствие ШД, что равносильно их обрыву.
Далее определим показания /5С (G)
для различных условий:
- нормальной освещенности всей поверхности СП;
- когда в СП в одной группе затеняется: 1, 2, 10, 20 шт. солнечных элементов.
Для наглядности полученные результаты представим в табличном виде
(табл. 1), где также определено отклонение /5С (G) СП в условиях затенения от /5С (G)
в условиях нормальной освещенности.
Анализируя данные табл. 1, можно сказать о том, что чем выше уровень G, тем ярче проявляет себя обрыв ШД даже при небольшом количестве затененных ячеек (1-2 шт.). Но с большей легкостью и при меньшем уровне G можно диагностировать этот дефект, используя для затенения затеняющие предметы размерами, позволяющими затенить >2 солнечных ячеек в группе. Стоит учесть, что уровень G на поверхности СП для диагностики стоит выбирать исходя из условия
G > 600 ^.
м
Произведем проверку на основании указанных выше тезисов СП YL-250P-29b на предмет обрыва ШД и установим, насколько отличаются показания G:
Таблица 1
Зависимость /5С (О) в условиях частичного затенения для разных уровней О и разного числа затененных солнечных элементов
Table 1
/5C (G) dependence under partial shading for different levels G and various numbers of shaded solar cells
Наличие затенения на группе солнечных элементов с неисправным шунтирующим диодом Isc (G), А
G = 200 Вт м G = 400 Вт м G = 600 Вт м G = 800 Вт м G = 1000 Вт м
нет затенения 1,8 3,6 5,3 6,5 8,9
затеняется 20 шт. 0,4 0,7 1,2 1,5 1,9
отклонение 1,4 2,9 4,1 5 7
затеняется 10 шт. 0,45 0,95 1,3 1,6 2
отклонение 1,35 2,65 4 4,9 6,9
затеняется 2 шт. 1,4 1,9 2,4 2,4 2,5
отклонение 0,4 1,7 2,9 4,1 6,4
затеняется 1 шт. 1,75 3,3 4,2 4,8 5,1
отклонение 0,05 0,3 1,1 1,7 3,8
- Ос - рассчитанный в результате использования соотношения (2) по току 1ЗС(О) в условиях нормальной освещенности поверхности СП;
- Ом - измеренный датчиком солнечной радиации, направленным в южную сторону под углом 42°.
Проверке подвергалась СП с одним удаленным ШД, что имитирует его обрыв
(рис. 8). Испытание с затенением 1 и 10 солнечных элементов проведено аналогично тому, как это продемонстрировано для проведения затенения 2 и 20 солнечных элементов на рис. 9.
Результаты исследования представим для наглядности в табличном виде (табл. 2).
a b
Рис. 8. Исследуемая солнечная панель на предмет наличия обрыва шунтирующих диодов: a - внешний вид диодной коробки и шунтирующего диода, который был удален, b - удаленный шунтирующий диод на схеме Fig. 8. Solar cell array under examination in order to identify the presence of bypass diode breaks: a - external view of the diode box and removed bypass diode, b - removed bypass diode in the circuit
Рис. 9. Процесс исследования солнечной панели на предмет обрыва шунтирующего диода в группе, имеющей обрыв шунтирующего диода: a - затенение 2 солнечных элементов; b - затенение 20 солнечных элементов Fig. 9. Examination process of a solar cell array in order to identify a bypass diode break in a group having a broken bypass diode: a - shading of 2 solar cells; b - shading of 20 solar cells
Таблица 2
Зависимость /5С (G) от затенения (на солнечной панели) с наличием
обрыва шунтирующего диода
Table 2
/5С (G) dependence on (solar cell array) shading in the presence of bypass diode break
Влияние разного количества затененных ячеек на Isc (G), А
/5С (О) солнечной панели с шунтирующим Gm = 991 Втг м Gc = 929 Втг м
диодом, имеющим обрыв
нет затенения в СП 8,17
затеняется 20 шт. солнечных элементов в группе 0,93
отклонение 7,24
затеняется 10 шт. солнечных элементов в группе 1,35
отклонение 6,82
затеняется 2 шт. солнечных элемента в группе 3,32
отклонение 4,85
затеняется 1 шт. солнечный элемент в группе 8,05
отклонение 0,12
Как видно из табл. 2, значения Gc и GM несколько расходятся, но эта разница
составляет порядка 6% и может быть обусловлена погрешностями в измерительных приборах либо отсутствием учета ряда других факторов при расчетах Gc по соотношению (2).
Кроме того, данные табл. 2 подтверждают сформированную на основании данных моделирования в программе PVSYST рекомендацию по необходимости использования для диагностики затеняющего предмета с размерами > 2 солнечных ячеек в группе.
Для поиска короткозамкнутых ШД стоит изначально оценить напряжение холостого хода СП в условиях планируемой диагностики, что необходимо в случае отсутствия эталонной СП для примерной оценки нормального значения.
В силу того, что в большей части кремниевых СП применяется 3 ШД, то в случае короткого замыкания каждый неисправный ШД выводит из работы сразу треть солнечных ячеек. Соответственно, если измеренное значение U^ СП отличается в меньшую сторону от расчетного значения U^(Тс) примерно на 1 и более от
значения, полученного при расчете, то это дает весомые основания полагать о наличии как минимум одного закороченного ШД.
Для оценки примерного значения ихх СП при заданных условиях можно принять допущение о том, что на ихх влияет
исключительно температура солнечного элемента. При этом за температуру солнечного элемента принимают температуру, измеренную с оборотной стороны СП.
Далее, используя температурный коэффициент, указанный в паспорте СП, можно определить примерный уровень и для измеренной температуры ячейки:
Ux (Tc ) = Ux (Tstc ) + (Tc ),
(3)
где и^(Тс) - напряжение холостого хода солнечной панели для данной температуры солнечной ячейки, В; и^ (Тгс) - напряжение холостого хода в условиях ЭТО, В; Аи^ (Тс) - отклонение напряжения холостого хода при измеренной температуре ячейки от напряжения холостого хода в условиях ЭТО, В. Определяется как
AU„ (Tc ) = (Tc - Tstc а),
(4)
где Тс - температура солнечной панели с
оборотной стороны; - температура в
условиях Т5ГС = 25°С; а - температурный
коэффициент солнечной панели по напряжению.
Теперь, используя указанную методику, проведем исследование СП на предмет наличия закороченного ШД.
Используя паспортные данные СП YL-250P-29b и соотношения (3)-(4), произведем аналитический расчет и^(Тс), приняв за температуру солнечных элементов температуру, измеренную с оборотной стороны СП, которая при температуре окружающей среды равной 24 °С составляет Т = 40°С.
Кроме того, учтем, что для рассматриваемой СП напряжение холостого хода в условиях и^(Т5тс) = 38,4 В, а температурный коэффициент составляет
а = -0,33%.
°С
Тогда:
АЦ* (Tc ) = (40°С - 25°С х %
х(-0,33—)) = -4,95 В; AU„ (T ) = 38,4 В + (-4,95 В) = 33,45 В.
Далее измерим и^м в условиях, когда исправны все ШД, а также моделируя ситуации, когда закорочено разное число ШД. Закороченные ШД сымитированы путем установки медного шунта параллельно существующим ШД (рис. 10).
По результатам замеров определим разницу А между и„м и ихх(ТС) для каждого варианта. Результаты проведенного опыта представлены в табл. 3.
Как видно из данных табл. 3, при нормальных условиях значения расчетного иж(Тс) и измеренного и^м отличаются
примерно на 3,3%, что является достаточно точным показателем и говорит о возможности использования расчетного метода для примерной оценки нормального значения напряжения холостого хода для измеренной температуры солнечной ячейки.
Рис. 10. Имитация закороченного шунтирующего диода Fig. 10. Simulated shorted bypass diode
Таблица 3
Зависимость Uxx от числа закороченных шунтирующих диодов
Table 3
Uxx dependence on the number of shorted bypass diode
Число закороченных шунтирующих диодов UXm , В Ux (Tc ), В A = Uxm-Ux (Tc ), B
0 34,6 1,15
1 23 33,45 -10,45
2 11,5 -21,95
3 0 -33,45
5. ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Крупные СЭС, существующие в Российской Федерации, были введены в эксплуатацию сравнительно недавно и в небольшом количестве, после введения программы поддержки возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) по механизму договоров поставки мощности генерирующих объектов на основе возобновляемых источников энергии (ДПМ ВИЭ). Небольшие СЭС также мало распространены на территории нашей страны и, до недавнего времени, их широкого применения, даже для создания автономных систем электроснабжения в удаленных от централизованной электрической сети, не было. Это объясняет ряд факторов, в том числе основной: высокие единовременные затраты на приобретение оборудования СЭС при отсутствии опыта применения таких систем в Российской Федерации и, как следствие, отсутствие уверенности в надежности электроснабжения с применением СЭС.
Однако положительный опыт эксплуатации того малого числа автономных СЭС, что присутствуют в Российской Федерации, на фоне снижения стоимости СЭС, все больше располагает к расширению их применения. Бесшумность, малообслуживае-мость, простота эксплуатации и отсутствие необходимости в хранении и заправке топлива - те качества, за которые СЭС ценят в удаленных от электросетей районах.
В настоящее время диагностике СП
в Российской Федерации уделяется малое внимание, бытует мнение об их надежности и необслуживаемости на всем протяжении срока службы. Однако, например, опыт Японии, Германии и США, где СЭС различных масштабов существуют уже достаточно долго, демонстрирует, что надежность СП следует ставить под вопрос. Практика показывает, что они, также как и практически любое оборудование, требуют периодического обследования и своевременного устранения дефектов, что относится, в том числе и к диагностике ШД.
Снижение эффективности СП, возникновение опасности поражения электрическим током, увеличение рисков экономического ущерба от потери оборудования -это малый перечень проблем, которые потенциально несут в себе неисправные ШД.
Диагностика ШД - непростая задача, особенно в условиях, когда вскрытие ДК запрещается производителем. Следовательно, необходимо применять для диагностики методы, позволяющие судить о неисправности ШД без вскрытия ДК по косвенным признакам с достаточной точностью. Такие методы диагностики ШД и были рассмотрены в работе, их можно условно разделить по размерам СЭС.
Для малых СЭС диагностику ШД можно проводить, используя анализ параметров и при нормальных условиях для диагностики замкнутых ШД, и метод анализа /5С в условиях затенения для поиска обрывов ШД. Метод применим и для круп-
ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2019;23( 6):1187-1202
1199
ных СЭС для диагностики ШД в СП, хранящихся в ЗИП. Для диагностики находящихся в работе СП на крупных СЭС этот метод не подходит, т.к. требует вывода из работы СП.
Диагностика ШД СП в составе крупных СЭС требует применять методы бесконтактной диагностики либо диагностики в ночное время. Такими методами являются: визуальная инспекция, тепловизионная диагностика, она же с применением внешнего источника. Перспективно направление поиска неисправных ШД с использованием автоматизированных систем, в том числе использующих технологии искусственных нейронных сетей.
Среди методов диагностики неисправных ШД стоит выделить метод тепло-
визионной диагностики с применением внешнего источника. Его можно применять для поиска как закороченных ШД, так и оборванных ШД, к тому же такая диагностика проводится в ночное время, когда градиент температур позволяет увидеть неисправности более выраженно. Теплови-зионная диагностика, по сравнению с теп-ловизионной диагностикой с применением внешнего источника, менее точна, например, в случае, когда на группе солнечных элементов с ШД, имеющим обрыв, нет выраженного жесткого затенения.
Визуальная инспекция в контексте вопроса поиска неисправных ШД практически бессильна.
Библиографический список
1. Minh Quan Duong, Sava G.N., lonescu G., Necula H., Leva S., Mussetta M. Optimal bypass diode configuration for PV arrays under shading influence // International Conference on Environment and Electrical Engineering and 2017 IEEE Industrial and Commercial Power Systems Europe (EEEIC / I&CPS Europe) (Milan, 6-9 June 2017). Milan: IEEE, 2017. P. 1-5. https://doi.org/10.1109/EEEIC.2017.7977526
2. Woo Gyun Shin, Suk Whan Ko, Hyung Jun Song, Young Chul Ju, Hye Mi Hwang, Gi Hwan Kang. Origin of Bypass Diode Fault in c-Si Photovoltaic Modules: Leakage Current under High Surrounding Temperature // Energies. 2018. Vol. 11. No. 2416. P. 1-11. https://doi.org/10.3390/en11092416
3. Ziar H., Nouri M., Asaei B., Farhangi S. Analysis of Overcurrent Occurrence in Photovoltaic Modules With Overlapped By-Pass Diodes at Partial Shading // IEEE Journal of Photovoltaics. 2014. Vol. 4. No. 2. P. 713721. https://doi.org/10.1109/JPH0T0V.2013.2292578
4. Izadian A., Pourtaherian A., Motahari S. Basic model and governing equation of solar cells used in power and control applications // Proceedings of the IEEE Energy Conversion Congress and Exposition (ECCE) (North Carolina 15-20 September 2012). North Carolina: Institute of Electrical and Electronics Engineers, 2012. P. 1483-1488.
https://doi.org/10.1109/ECCE.2012.6342639
5. Kato K. PVRessQ!: A Research Activity on Reliability of PV System from an user's viewpoint in Japan // Reliability of Photovoltaic Cells, Modules, Components, and Systems VI. 2011. Vol. 8112. P. 1-9. https://doi.org/10.1117/12.896135
6. Schneller E.J., Brooker R.P., Shiradkar N.S., Rodgers M.P., Dhere N.G., Davis K.O., et al. Manufacturing metrology for c-Si module reliability and durability Part III: Module manufacturing // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2016. Vol. 59. P. 992-1016.
https://doi.org/10.1016/j.rser.2015.12.215
7. Köntges М., Kurtz S., Packard C., Ulrike J. Performance and Reliability of Photovoltaic Systems Subtask 3.2. Review of Failures of Photovoltaic Modules // International Energy Agency. 2014 [Электронный ресурс]. URL: http://www.iea-pvps.org (21.04.2019).
8. Davarifar M., Rabhi A., Hajjaji A. Comprehensive Modulation and Classification of Faults and Analysis Their Effect in DC Side of Photovoltaic System // Energy and Power Engineering. 2013. Vol. 5. P. 230-236. https://doi.org/10.4236/epe.2013.54B045
9. Shin Woo-Gyun, Jung Tae-Hee, Ju Young-Chul, Chang Hyo-Sik, Kang Gi-Hwan. Analysis on thermal & electrical characteristics variation of PV module with damaged bypass diodes // Journal of the Korean Solar Energy Society. 2015. Vol. 35. Issue 4. P. 67-75. https://doi.org/10.7836/kses.2015.35.4.067
10. Dhimish M., Holmes V., Mehrdadi B., Dales M., Mather P. Detecting Defective Bypass Di-odes in Photovoltaic Modules using Mamdani Fuzzy Logic System // Journal of Electrical and Electronics Engineering. 2017. Vol. 17. Issue 5. P. 33-44.
11. Tsanakas J.A., Long D.Ha., Shakarchi F.Al. Advanced inspection of photovoltaic installations by aerial triangulation and terrestrial georeferencing of thermal/visual imagery // Renewable Energy. 2017. Vol. 102(A).P.224-233.
https://doi.org/10.1016/j.renene.2016.10.046
12. Köntges M., Siebert M., Hinken D., Eitner U., Bothe K., Potthof T. Quantitative Analysis of PV-Modules by Electroluminescence Images for Quality Control // Proceedings of the 24th European Photovoltaic Solar Energy Conference (Hamburg, 21-25 September 2009). Hamburg, 2009. P. 3226-3231. https://doi.org/10.4229 / 24thEUPVSEC2009-4C0.2.3
13. Buerhop C., Jahn U., Hoyer U., Lerche B., Wittmann S. Machbarkeitsstudie zur. Überprüfung der
Qualität von Photovoltaik-Modulen mittels InfrarotAufnahmen // Bayerisches zentrum für angewandte energieforschung E.V. Abteilung Thermosensorik und Photovoltaik. 2007. P. 1-46. [Электронный ресурс]. URL: https://www.sev-bayern.de/wp-
content/uploads/2018/12/IR-Handbuch.pdf (21.04.2019).
14. Testo UK website // Testo Be sure [Электронный ресурс]. URL: https://www.testo.com/en-UK/
(16.07.2019).
15. Yingli YL250P-29b // Problems & Solutions [Электронный ресурс]. URL:https://manualzz.com/doc/1150 3449/yingli-yl250p-29b-data-sheet (16.07.2019).
16. Lorenzo E. Energy Collected and Delivered by PV Modules // Handbook of Photovoltaic Science and Engineering. 2003. P. 905-970. https://doi.org/10.1002/0470014008.ch20
References
1. Minh Quan Duong, Sava GN, lonescu G, Necula H, Leva S, Mussetta M. Optimal bypass diode configuration for PV arrays under shading influence. International Conference on Environment and Electrical Engineering and 2017 IEEE Industrial and Commercial Power Systems Europe (EEEIC / I&CPS Europe). 6-9 June 2017, Milan. Milan: IEEE; 2017, p. 1-5. https://doi.org/10.1109/EEEIC.2017.7977526
2. Woo Gyun Shin, Suk Whan Ko, Hyung Jun Song, Young Chul Ju, Hye Mi Hwang, Gi Hwan Kang. Origin of Bypass Diode Fault in c-Si Photovoltaic Modules: Leakage Current under High Surrounding Temperature. Energies. 2018;11(2416):1-11. https://doi.org/10.3390/en11092416
3. Ziar H, Nouri M, Asaei B, Farhangi S. Analysis of Overcurrent Occurrence in Photovoltaic Modules With Overlapped By-Pass Diodes at Partial Shading. IEEE Journal of Photovol-taics. 2014;4(2):713-721. https://doi.org/10.1109/JPH0T0V.2013.2292578
4. Izadian A, Pourtaherian A, Motahari S. Basic model and governing equation of solar cells used in power and control applications. In: Proceedings of the IEEE Energy Conversion Congress and Exposition (ECCE). 1520 September 2012, North Carolina. Piscataway: Institute of Electrical and Electronics Engineers; 2012, p. 1483-1488. https://doi.org/ 10.1109/ECCE.2012.6342639
5. Kato K. PVRessQ!: A Research Activity on Reliability of PV System from an user's viewpoint in Japan. Reliability of Photovoltaic Cells, Modules, Components, and Systems VI. 2011;8112:1-9. https://doi.org/10.1117/12.896135
6. Schneller EJ, Brooker RP, Shiradkar NS, Rodgers MP, Dhere NG, Davis KO, et al. Manufacturing metrology for c-Si module reliability and durability Part III: Module manufacturing. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2016;59:992-1016. https://doi.org/10.1016/j.rser.2015.12.215
7. Kontges M, Kurtz S, Packard C, Ulrike J. Performance and Reliability of Photovoltaic Systems Subtask 3.2. Review of Failures of Photovoltaic Modules. International Energy Agency. 2014. Available from: http://www.iea-pvps.org [Accessed 21st April 2018].
8. Davarifar M, Rabhi A, Hajjaji A. Comprehensive Modulation and Classification of Faults and Analysis
Their Effect in DC Side of Photovoltaic System. Energy and Power Engineering. 2013;5:230-236. https://doi.org/10.4236/epe.2013.54B045
9. Shin Woo-Gyun, Jung Tae-Hee, Ju Young-Chul, Chang Hyo-Sik, Kang Gi-Hwan. Analysis on thermal & electrical characteristics variation of PV module with damaged bypass diodes. Journal of the Korean Solar Energy Society. 2015;35(4):67-75. https://doi.org/10.7836/kses.2015.35.4.067
10. Dhimish M, Holmes V, Mehrdadi B, Dales M, Mather P. Detecting Defective Bypass Di-odes in Photovoltaic Modules using Mamdani Fuzzy Logic System. Journal of Electrical and Electronics Engineering. 2017;17(5):33-44.
11. Tsanakas JA, Long DHa, Shakarchi FAl. Advanced inspection of photovoltaic installations by aerial triangulation and terrestrial georeferencing of thermal/visual imagery. Renewable Energy. 2017;102(A):224-233. https://doi.org/10.1016/j.renene.2016.10.046
12. Köntges M, Siebert M, Hinken D, Eitner U, Bothe K, Potthof T. Quantitative Analysis of PV-Modules by Electroluminescence Images for Quality Control. In: Proceedings of the 24th European Photovoltaic Solar Energy Conference. 21-25 September 2009, Hamburg. Hamburg; 2009, p. 3226-3231. https://doi.org/10.4229 / 24thEUPVSEC2009-4C0.2.3
13. Buerhop C, Jahn U, Hoyer U, Lerche B, Wittmann S. Machbarkeitsstudie zur. Überprüfung der Qualität von Photovoltaik-Modulen mittels Infrarot-Aufnahmen. Bayerisches zentrum für angewandte energieforschung E.V. Abteilung Thermosensorik und Photovoltaik. 2007:1-46. Available from: https://www.sev-bayern.de/wp-content/uploads/2018/12/IR-Handbuch.pdf [Accessed 21st April 2018].
14. Testo UK website. Testo Be sure. Available from: https://www.testo.com/en-UK/ [Accessed 16th July 2019].
15. Yingli YL250P-29b. Problems & Solutions. Available from: https://manualzz.com/doc/11503449/yingli-yl250p-29b-data-sheet [Accessed 16th July 2019].
16. Lorenzo E. Energy Collected and Delivered by PV Modules. Handbook of Photovoltaic Science and Engineering. 2003:905-970. https://doi.org/10.1002/0470014008.ch20
Критерии авторства
Швец С.В., Байшев А.В. заявляют о равном участии в получении и оформлении научных результатов и в равной мере несут ответственность за плагиат.
Конфликт интересов
Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.
Все авторы прочитали и одобрили окончательный вариант рукописи.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ
Швец Сергей Викторович,
кандидат технических наук, доцент кафедры программного обеспечения вычислительной техники и автоматизированных систем, Хакасский государственный университет им. Н.Ф. Катанова,
655000, г. Абакан, ул. Ленина, 90, Россия; e-mail: swsh@yandex.ru
Байшев Анатолий Викторович,
магистрант,
Хакасский государственный университет им. Н.Ф. Катанова,
655000, г. Абакан, ул. Ленина, 90, Россия; Н e-mail: anatoly_bayshev@mail.ru
Authorship criteria
Shvets S.V., Baishev A.V. declare equal participation in obtaining and formalization of scientific results and bear equal responsibility for plagiarism.
Conflict of interests
The authors declare that there is no conflict of interests regarding the publication of this article.
The final manuscript has been read and approved by all the co-authors.
INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Sergey V. Shvets,
Cand. Sci. (Eng.),
Associate Professor of the Department Computer
Software and Automated Systems,
Khakass State University named after N.F. Katanov,
90, Lenin St., Abakan 655000, Russia;
e-mail: swsh@yandex.ru
Anatoliy V. Baishev,
Master Degree Student,
Khakass State University named after N.F. Katanov, 90, Lenin St., Abakan 655000, Russia; H e-mail: anatoly_bayshev@mail.ru
