ИНФРАЧЕРВЕНАТА ТЕРМОГРАФИЯ В ПОМОЩ НА ОЦЕНКАТА НА ТЕХНИЧЕСКИЯ РЕСУРС НА

ФОТОВОЛТАИЧНИ МОДУЛИ

Анна Андонова, Георги Ангелов

Технически университет – София, София 1797, България, бул. “Кл. Охридски” No. 8, Бл. 1, E-mail: ava@eca.tu-sofia.bg;

Abstract (in English). The present sample contains information on preparation of the full papers for the national forum "ELECTRONIC, INFORMATION AND COMUNICATION SYSTEMS 2013", which will be held in Sofia, Bulgaria, 16-17 May 2013. The abstract (up to 10 lines) should contain the most important information about the paper. Please avoid citations and symbols other than normal text.

Keywords: Please write up to five main keywords, in alphabetical order separated by commas.

УВОД

Фотоволтаични (PV) модули са най-надеждните елементи във фотоволтаичните системи. Въпреки това, са докладвани случаи [1] на дефекти в PV модул, кото могат да причинят неизправности в системата. Данните за надеждността на PV модули не се показват в търговските спецификации, каквито се дават за електронни устройства. Високата надеждност на PV модулите индиректно се отразява върху гаранцията за изходна мощност, която в настояще е около 25 години, но може да стигне до 30 години в близко бъдеще. Широко известно е, че производителността на разгънатите на открито PV модули намалява непрекъснато с течение на времето. След няколко години на работа това намаление ще се отрази на надеждността на PV модули. Продължителността на живота и постоянната изходна мощност на един PV модул въздейства върху общия брой произведении kWh, което в крайна сметка управлява цената на произведената енергия. Тъй като е желателно животът на PV модулите да е повече от 20 години, то за гарантиране на 20-годишен период на експлоатация се използват протоколи (което е доста скъпо удоволствие, а и резултатите биха могли да бъдат както песимистични, така и оптимистични спрямо реалните условия на експлоатация) от ускорено изпитване, като например IEC 61215.

Постигането на 30-годишен живот на PV модули изисква систематичен подход за идентифициране на механизмите на неизправност до установяване на

допустими нива на повреда и разработката на икономически ефективни решения. Изследването на механизмите на повреда на модулите може да допринесе за постигане на по-високи нива на издържливост. С такава цел са провеждани изследвания на модули за стареене в лаборатории и на открито в реални условия на работа [2]. За анализ на деградацията в различни компоненти на PV модулите успешно може да се прилага дистанционен безразрушителен термографски подход. Използването на инфрачервена термография при условия на нормална експлоатация на фотоволтаични модули позволява да се провери тяхната топлинна равномерност и следователно да се установи наличието на горещи точки (области).

С инфрачервена камера наистина могат да се видят определен тип повреди, които по друг начин няма как да бъдат открити. Например, повреди свързани с:

- фотоволтаични клетки – окъсена клетка, фабрично обърната клетка, частично засегната от деламинация клетка;

- куплунг с лош контакт, незатегнати болтове в таблата, разклонителни кутии;

- опроводяване - повредена изолация.

Така съпротивлението на горещото петно е качественна характеристика на модула и е от съществено значение за неговия живот.

За извършване на инфрачервен анализ е използвана термовизионна камера SC640 (чувствителност , точност и сензорна матрица 640х480 пиксела). Данни от топлинно обследване веднъж годишно могат да се използват за оценка на остатъчния технически ресурс на модулите. Допълнително редовната профилактика на съоръженията осигурява дълъг експлоатационен живот и намалява разходите за извънгаранционна поддръжка. Своевременната реакция при настъпване на авария пък е от съществено значение за постигане на висок среден добив. Практиката показва, че при липсата на дистанционен мониторинг аварии, довели до отпадане на част или дори цялата инсталирана мощност, могат да останат неоткрити в продължение на седмици, носейки огромни загуби.

ПРОГНОЗИРАНЕ НАДЕЖДНОСТТА НА PV

Високонадеждните елементи, пример за които са енергопреобразуващите – светодоиди и фотоелектрически клетки изискват използването на рентабилни и уверени начини за оценка на тяхната надеждност. На тези изисквания отговарят деградационните модели, които успешно могат да се използват за оценка на надеждността на PV модули [3]. Такъв модел въз основа на деградацията на PV модула при експлоатацията му, успешно може да се използва за прогнозиране на надеждността на PV модул и за количественна

2

оценка на различни параметри свързани с надеждността като например, средно време до отказ, гаранционен срок, ресурс.

PV модулите могат да деградират по време на работа в резултат на различни фактории като:

-деградация на корпусиращи материали

- загуба на адхезия при капсулиране

- деградация на опроводяването на клетка/модул

- деградация причинена от проникване на влага

-деградация на фотопреобразуващия елемент.

Установено е, че надеждността на PV модули зависи до голяма степен от материала на PV температурата, влагата и излъчването на околната среда. Монокристалните и поликристалните модули деградират в относително малък процент, докато аморфните и CIS модулите предварително, но са необходими допълнителни изследвания в реални условия на експлоатация. Като цяло, процесът на деградация се проявява в два етапа – след първата година мошността деградира с около 1-3% годишно, а след първата година, тя се понижава до 0,5-1% годишно. И при давата етапа скоростта на деградация е приблизително линейна [4].

Един от факторите, които могат да доведат до деградация и може да се счита като неизправност е засенчването [5]. Локално загряване в рамките на PV модула, наричано ”гореща точка”, е друго събитие, което намалява изходната мощност и надеждността. Гореща точка на повърхността на модула е обратно свързана и разсейва енергия под формата на топлина, а не произвежда електрическа енергия. Това се случва, когато токът в клетката е по-малък от тока в стринга, което често може да е резултат от частично засенчване, повреждане на клетката, неизправност в опроводяването или неравномерна деградация.

Един от факторите, които могат да доведат до деградация и може да се счита като неизправност е засенчването [5]. Локално загряване в рамките на PV модула, наричано ”гореща точка”, е друго събитие, което намалява изходната мощност и надеждността. Гореща точка на повърхността на модула се дължи на обратно свързана клетка, която разсейва енергия под формата на топлина, а не произвежда електрическа енергия. Това се случва, когато токът в клетката е по-малък от тока в стринга, което често може да е резултат от частично засенчване, повреждане на клетката, неизправност в опроводяването или неравномерна деградация.

Горещи точки са причина за повишаване на температурата в близките клетки, която усилва деградацията и намалява надеждността. Често се използват допълнителни диоди за ограничаване на обратно напрежение на

3

целия PV модули и за ограничаване нагряването на гореща точка [6, 7], но това се счита слабо звено в модула. Нагряването на гореща точка е от особено значение, тъй като води до увеличаване на деградацията и може да доведе до допълнителна неизправност.

В последните години се използва вероятностен подход към оценяване наличността на PV панел [8]. Неправилен монтаж и неправилно свързвани модули също следва да се разглеждат, особено когато панелите са изложени на сериозни промени в условия на околната среда. Както е показано в Таблица I, повечто неизправности на PV модулите могат да бъдат моделирани чрез деградиране на на ефективността, с отвореа верига (например при стареене на материала), или чрез късо съединение (напр. при засенчване, запрашеност или загуба на клетки в стринга). По този начин, неизправностите на PV модула се моделират с температурни измененич, които могат да се регистрират впоследствие с термокамера.

В Таблица 1 са показани шрифтовете, стиловете и оформянето им, които се използуват при подготвянето на пълния текст на доклада.

Таблица 1. Оформяне на шрифтове и стилове

Стил Размер на шрифта

Оформяне Разстояние преди

Разстояние след

ЗАГЛАВИЕ 16 Bold, UPPERCASE 0 pt 16 pt

Автори 16 Normal 0 pt 12 ptАдреси 14 Normal 0 pt 6 ptРезюме 12 Bold/normal 24 pt 12 pt

Ключови думи 12 Bold/normal 0 pt 12 ptЗАГЛАВИЯ

НА РАЗДЕЛИ14 Bold, UPPERCASE 24 pt 6 pt

Подзаглавия 14 Bold 6 pt 0 ptELMADefault 14 Normal 6 pt 0 pt

Fig&Tab Заглавия 12 Bold/normal 12 pt 0 ptЛитература 12 Normal 3 pt 0 pt

Фигури, таблици и уравнения

Таблиците могат да се оформят с използуване на командата “Table | Insert table”. Не е желателно една таблица да се разделя на две страници. Заглавието на таблицата трябва да е над нея, както е по-горе на Таблица 1.

Фигурите трябва да бъдат центрирани и надписите да се разположат под тях, както е показано по-долу на Фиг.1. Ако имате много малки фигури, може да използувате “обливане” с текст, като фигурата може да е отместена вляво

4

или вдясно. Препоръчваме Ви при вмъкването на фигурите опцията за позициониране “Float over text” да не бъде активирана.

Фиг.1. Надпис под центрирана фигура.

Уравненията трябва да бъдат центрирани и номерирани вляво, както е показано за Уравн.1. Те могат да бъдат част от изречение, като уравнението на електромагнитното поле записано във вида

(1) .

Всички символи, които се използуват в уравненията, да бъдат дефинирани преди или непосредствено след уравнението.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Пълният текст на доклада трябва да бъде представен на български или а

ЛИТЕРАТУРА

[1] Maish A. Defining requirements for improved photovoltaic system reliability. Progress in Photovoltaics: Research and Applications, v.7, pp.165–173, 1999.

[2] Coit W., L. Evans, T. Vogt, R. Thomson. A method for correlating field life degradation with relaibility prediction for electronic modules. Quality and Reliability Engineering International 2005; 21: 715–726.

[3] Meyer L., E. Dyck. Assessing the reliability and degradation of photovoltaic module performance parameters. IEEE Transactions on Reliability, vol. 53, issue1, pp. 83-92, 2004

[4] Vázquez M., I. Rey-Stolle. Photovoltaic module reliability model based on field degradation studies, Progress in Photovoltaics: Research and Applications, vol. 16, pp. 419-433, 2008.

5

[5] Ghali A., A. Syam, M. Abdelaziz. Alternative configurations of PV module for minimizing the fault effect, IEEE International Symposium on Micro-NanoMechatronics and Human Science, pp. 1085-1089, 2003.

[6] Simon M. et al. Detection and analysis of hot-spot formation in solar cells, Solar Energy Materials & Solar Cells, v. 94, pp. 106-113, 2010.

[7] TamizhMani G., B. Li, T. Arends, J. Kuitche, B. Raghuraman, W. Shisler, K. Farnsworth, J. Gonzales, A. Voropayev, and P. Symanski. Failure analysis of design qualification testing: 2007 VS. 2005, IEEE Photovoltaic Specialists Conference, pp. 1-4, 2008.

[8] Jeongje P., L. Wu, C. Jaeseok, A. A. El-Keib, M. Shahidehpour, and R. Billinton. A probabilistic reliability evaluation of a power system including Solar/Photovoltaic cell generator, IEEE Power and Energy Society General Meeting, pp. 1-6, 2009.

6