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光伏发电系统中的阵列阴影遮挡检测与补偿光伏发电系统作为一种清洁、可再生的能源发电方式，在近年来得到了广泛的应用和发展。
然而，光伏发电系统正常运行的关键之一就是保证光伏电池组成的阵列能够充分接收到太阳辐射，从而实现最大化的能量转化效率。
然而，随着建筑物、树木以及其他遮挡物的不断增加，光伏阵列面临着严重的阴影遮挡问题，导致发电系统效率下降。
因此，阵列阴影遮挡的检测与补偿成为提高光伏发电系统效能的重要研究课题。
一、阵列阴影遮挡的检测方法在光伏发电系统中，阴影遮挡的检测是指通过检测光伏阵列表面是否受到遮挡，以及遮挡的程度来获得阵列电能输出的信息。
常见的阵列阴影遮挡的检测方法主要包括传统的物理传感器检测方法和基于图像处理的视觉检测方法。
1. 物理传感器检测方法：物理传感器布置在光伏阵列表面或者阵列附近的位置，通过监测阴影遮挡的程度，捕捉到阴影造成的电能损失。
这种方法的优点是简单、直接，但需要布设传感器并进行监测，成本较高。
2. 视觉检测方法：利用摄像机捕捉光伏阵列表面的图像，通过图像处理算法来检测和分析阴影遮挡情况。
这种方法相对于物理传感器检测方法更加灵活和便捷，不需要布设传感器，减少了成本。
它可以根据光伏阵列表面的图像信息，实时、高效地检测阵列的阴影遮挡程度，并能够准确地区分是由建筑物、树木还是其他遮挡物造成的阴影。
二、阵列阴影遮挡的补偿方法一旦光伏阵列阴影遮挡的情况被检测到，就需要采取合适的补偿手段来最大程度地抵消阴影对光伏发电系统的负面影响，以保证发电效率的稳定。
1. 常规的补偿方法：常规的补偿方法主要采用电流绕路或者电压切分等技术。
电流绕路是通过把受阴影影响的光伏电池与正常发电的电池分开，从而减少阴影带来的电池损失。
电压切分则是将受阴影影响的电池切分为多个子模块，在阴影区域内通过降低电压来减少电能损失。
这些方法可以临时降低阴影造成的损失，但无法完全消除阴影的影响，效果受到时间和阴影位置的限制。
2. 智能补偿方法：智能补偿方法则采用先进的算法和控制技术来实现阵列阴影遮挡的自适应补偿。
太阳能光热设备的光学跟踪技术改进随着人们对环境保护的关注度不断提高，太阳能作为一种清洁、可再生的能源得到了广泛的应用和推广。
太阳能光热设备是利用太阳辐射直接或间接转化为热能的装置，其中的光学跟踪技术对太阳能集热器的性能起着至关重要的作用。
这篇文章将重点讨论太阳能光热设备的光学跟踪技术改进。
光学跟踪是指太阳能集热器通过不同的方式追踪太阳位置，使集热面尽可能垂直于太阳光线的入射方向，从而提高光热转化效率。
目前，常见的光学跟踪技术有传统的定直角（fixed-angle）跟踪和自动（solar tracker）跟踪两种。
传统的定直角跟踪技术在太阳能光热设备中被广泛采用。
该技术通过固定集热器的角度使集热面始终保持垂直于太阳高度角的方向。
虽然该技术具有简单、稳定的特点，但存在着一些问题。
首先，太阳的位置会随时间的变化而变化，特别是在四季变化明显的地区，夏季和冬季的太阳高度角差异明显，而固定角度的集热器无法完全适应。
其次，大范围的传统定直角跟踪会影响光热设备的稳定性，增加了设备的风险和维护成本。
相对而言，自动跟踪技术能够更好地解决传统技术的问题。
自动跟踪技术利用光照传感器或太阳位置计算器实时感知太阳的位置，通过控制系统动态调整集热器的角度，使其始终朝向太阳。
这种技术具有自适应性强、能效高的特点。
通过有效跟踪太阳，自动跟踪系统可以最大程度地提高太阳能集热器的能量收集效率，从而增加太阳能的利用率。
然而，自动跟踪技术也存在一些挑战和改进的空间。
首先，光照传感器和太阳位置计算器的准确性是自动跟踪技术的核心。
传感器的精度和响应速度对太阳位置的准确检测至关重要。
因此，对于光照传感器和太阳位置计算器的研发，需要提高其准确性和稳定性，以确保集热器跟踪太阳的精确度。
其次，自动跟踪系统的控制算法需要进一步优化。
目前已经有许多控制算法被应用到自动跟踪系统中，包括比例控制、PID控制、模糊控制等。
但是，在不同地区、不同季节以及不同天气条件下，太阳的运动轨迹存在差异，从而导致控制算法的适应性不足。
阴影条件下光伏系统最大功率点跟踪控制研究光伏系统中局部遮阴是一种常见的现象，局部遮阴引起的热斑效应给光伏系统带来极大的危害，同时局部遮阴会引起光伏系统功率——电压曲线多峰特性的出现，传统的最大功率点跟踪方法会使光伏系统陷入局部峰值点，极大地降低了光伏系统的输出功率，为此需要研究一种有效的方法来解决阴影条件下光伏系统的最大功率点跟踪难题。
本文在大量阅读国内外文献的基础上，针对阴影条件下光伏系统出现多个峰值点的问题，提出了变异粒子群算法，并将其应用在光伏系统最大功率点跟踪问题中。
本算法借鉴了粒子群算法中各粒子之间互相协作的全局寻优特性，通过引入变异的思想，解决了粒子群算法在最大功率点跟踪问题中收敛较快，有可能跟踪到局部峰值点的缺陷。
通过Matlab仿真和实验的分析，证明了变异粒子群算法能够有效地跟踪到光伏系统的最大功率点。
为了有效科学的进行最大功率点跟踪实验，本文利用Buck电路设计了一台光伏模拟器，用于模拟阴影条件下光伏系统的多峰输出特性。
该光伏模拟器存储了三种阴影模式下的光伏曲线，通过实验波形证明了光伏模拟器的性能满足了最大功率点跟踪实验的要求。
最后，在光伏模拟器上完成了最大功率跟踪实验。
高温热胁对Achnanthes sp.光系统的影响马晶;赵洋甬【摘要】本文以A chnanthes sp.为例，通过测定其光系统II的量子产率的变化，间接分析高温热胁对其生长与消亡的影响。
结果表明，光量子产率对高温胁迫有较强的响应，整个电子传递步骤的影响可以通过其变化反映出来。
A chnanthes sp.的最适温度范围为15℃～35℃，适温范围比较广，自然条件下温度对其光合活性影响较小。
故而自然条件下高温不是其消亡的主要原因。
%In this report ,the effect on the stress to Achnanthes sp. led by high temperature was ana-lysed through the changs of photochemical quantum yield in photosystem II.The result showes that yield have a stronger response to heat stress ,the electron transfer step influence can be reflected through its changes. The most suitable temperature range of Achnanthes sp. may be 15℃-35℃.So high temperature is not the main reason for the water bloom of Achnanthes sp. demise under natural conditions.【期刊名称】《分析仪器》【年(卷),期】2013(000)005【总页数】3页(P62-64)【关键词】高温;胁迫;硅藻;光系统【作者】马晶;赵洋甬【作者单位】吉林省水文水资源局白城分局，白城137000;宁波市环境监测中心，宁波 315012【正文语种】中文不同的藻种对环境温度有不同的耐受性。
太阳能双轴聚光跟踪控制设计与优化沈磊;姜晨【摘要】In view of the requirement of photovoltaic tracking control for concentrator,a kind of advanced solar dual-axis tracking control system was designed and optimized.In the system a new type of solar position algorithm ENEA(2007)was used and the maximum error of azimuth and zenith is below 0.002 7°.In the hardware platform,the series of STM32 chip was adopted as the core control system,and the tracking reliability of the motor control was also optimized.The field testing and measurement show that the operation of control system is stable and reliable,and the overall error remains at a low level.%针对聚光光伏跟踪控制的要求，设计了一种改进型的太阳能双轴跟踪控制系统，并对控制系统进行了优化．系统采用一种新型太阳位置算法 ENEA（2007），高度角和方位角的最大误差不超过0．0027°；硬件平台采用 STM32系列芯片作为系统的控制核心，在电机控制追踪精确度方面进行了优化．经现场实验测试，该控制系统运行稳定可靠，整体误差较低．【期刊名称】《上海理工大学学报》【年(卷),期】2016(038)002【总页数】5页(P177-181)【关键词】STM32 系列芯片;太阳位置算法;双轴跟踪【作者】沈磊;姜晨【作者单位】上海理工大学机械工程学院，上海 200093;上海理工大学机械工程学院，上海 200093【正文语种】中文【中图分类】TP273太阳能的发展与利用一直是新能源发展的重要方向,也是世界各国大力研究与应用的重点.在众多新能源中,太阳能作为一种新能源,有取之不尽用之不竭、普遍存在、经济方便等众多优势[1].研究表明,与固定式和单轴跟踪式相比,双轴跟踪式对太阳能的利用率最大[2],能量接收效率能提升30%以上,因此,对太阳能双轴跟踪控制的研究具有实际意义.太阳能双轴追踪主要有光电式和视日式两种.光电追踪主要是根据光电传感器感应光线强度的变化产生反馈信号,通过控制器来调整镜面位置.而视日追踪主要是根据太阳位置算法算出当前太阳的位置,然后驱动控制设备使之达到预定位置.光电追踪虽然精确,但是,在阴天等天气时不能发挥作用,对光照条件要求很高.视日追踪是利用算法得到某个位置不同时刻的太阳的位置,然后控制系统发出指令使得跟踪装置达到指定位置.视日追踪环境适应好、可靠度高.根据视日跟踪的原理,本文设计了一种改进型的太阳能双轴跟踪控制系统,对控制算法进行了优化.仿真与实验结果表明:该优化设计能有效提高系统控制精度,同时增强控制系统运行的可靠性与稳定性.太阳视日跟踪示意图如图1所示,太阳光线与地平面的夹角为е,即为高度角;在地平面的投影与正北的夹角为Γ,即为方位角.光伏双轴跟踪控制装置在对太阳进行跟踪时,必须保证光伏板的法线与太阳光的方向相同,才能对太阳进行准确的跟踪.现根据太阳视日跟踪的原理进行控制系统设计.控制系统是利用现场控制器，根据太阳位置算法得出当前时间的太阳位置,然后发送指令驱动方位轴和高度轴电机转动,使装置转动到预定位置,完成对太阳的实时追踪,其原理图如图2所示.控制系统采用意法公司的STM32F103RE芯片为控制核心.装置的高度角位置反馈通过倾角仪与控制器进行485通讯完成;方位角位置反馈是利用控制器对霍尔传感器进行捕获得到;方位轴电机和高度轴电机驱动是靠两路互补的PWM波和驱动电路实现[3].专用时钟芯片用于系统时间的精确计算,保证了计时的稳定性与准确性.控制器与上位机的通讯利用modbus485协议[4].通过对风速仪的频率捕获来实现实时风速的测量.太阳位置主要由太阳光线的高度角e和方位角Γ来表示.方位角的定义如下:以正北为0,北偏东为正.太阳能双轴跟踪控制系统是对太阳位置的追踪,因为,太阳光线的位置每时每刻都是变化的,而且随时间的变化规律也不一样,每一天也是不同的.太阳方位用高度角和方位角表示,这2个参数的大小由地理纬度φ、地方时角H和太阳赤纬角δt共同决定[5].对地理纬度、地方时角和赤纬角这3个参数的计算精确程度决定着太阳位置算法的精度.高精度的太阳位置算法可以减少系统误差,提高太阳追踪的准确性,提高发电效率.目前精度最高的太阳位置算法是SPA(2004)[5],其最大误差是0.000 3°,有效年份在公元前2 000年到公元6 000年.由于SPA算法综合考虑了章动、大气折射、光行差、赤经对时间的修正、地心与地面的坐标转换等大量的校正计算,并给出了许多复杂的校正参数,导致算法复杂、计算量庞大,不适合植入嵌入式内核进行计算. 本文采用另一种高精度的位置算法ENEA(2007),最大误差只有0.002 7°[6].ENEA同SPA一样考虑了章动、大气折射、地心与地面的坐标转换、视差矫正、月球摄动等对于太阳方位的影响.ENEA同SPA相比,作了很多简化,没有很多复杂的矫正参数.ENEA算法的地方时角和赤纬角(以地面某点为中心)为h=6.300 388 099 03tG+4.882 462 3+式中:Δα是赤经角的视差矫正;Δγ为章动的地心经度矫正;θ为地理经度;α为地心太阳赤经角;tG为儒略日;δ是以地心为中心的太阳赤纬角;ε为地球旋转轴的倾斜角;γ为地心太阳经度;h为地方时角(未经校正).同时,对于高度角的矫正还增加了同SPA一样的大气折射的矫正Δe[5].Δe=0.084 217P/[(273+T)tan(e0+0.003 137 6)/(e0+0.089 16))]式中:P为大气压强;T为温度;e0为不考虑大气折射校正的太阳高度角.ENEA算法对SPA算法作了许多的简化与改进,在保证精度的同时,大大简化了计算.与其他常用算法相比,ENEA计算量相差不大,但是,精度高出许多.为验证实际效果,利用Visul C++6.0开发环境开发了SPA,ENEA,PSA这3种算法.PSA是一种常用的高精度太阳位置算法,文献[7]中PSA的算法精度为0.008°,但其适用年限为1999～2015年.由于SPA算法精度最高,在很多相关研究中都将SPA当作太阳年历,可以用来检验其他算法的精度.以2015年5月份上海某地的太阳高度角和方位角数据(每天8:00—16:00)为例,对3种算法进行仿真比较,得出仿真数据.图3是太阳的高度角和方位角随一天时间S的变化情况.图4为ENEA与SPA相比的一天的误差变化情况θ1.图5是ENEA在5月份30天的误差变化情况θ2.图6是PSA在5月份30天的误差变化情况θ3.由于在Visul C++6.0仿真中,3个算法地理位置信息输入存在误差,因此,仿真结果会有微小的误差.研究发现2个算法的误差每天的趋势大致相同.由图6可以看出,PSA算法的误差明显比较大,高度角误差超过0.5°,方位角最大误差已经超过1°,不再适合使用.由图5得出,ENEA方位角最大误差不超过0.015°,高度角最大误差不超过0.007°.如图4所示,通过一天的比较发现,ENEA高度角误差在中午之前相对较小,从中午时刻开始慢慢变大;方位角误差在中午时刻达到最大,其他时间相对较小,误差保持在一个很小的范围之内,同时,比较稳定.因此,ENEA算法比较可靠.表1是3种算法计算复杂程度的比较.可以看出,PSA与ENEA计算复杂程度相差不大,都不是很高;而SPA比前两者高出10倍以上,十分复杂,计算耗时最大.因此,通过仿真分析和实际比较,ENEA算法最优.在保证算法高精度的同时,计算复杂程度也保持在一个合理的范围之内.现场聚光光伏装置发电主要是靠光伏镜面(电池板)吸收太阳光线并转化为电能，必需保证镜面与太阳光线垂直，电能转化率才会达到最大.光伏镜面的位置同样由高度角和方位角组成.为保证光伏镜面与太阳光线保持垂直,根据几何位置,它的高度角与太阳的高度角互余,方位角与太阳的方位度角相同.软件设计优化的思路是首先根据时钟芯片算出当前时间,然后由太阳位置算法计算出当前时间的太阳的高度角和方位角,进而得出镜面当前的高度角和方位角,也就是当前位置的理论值.读取倾角仪反馈的高度角,根据霍尔传感器的反馈脉冲换算出方位角,这两个角度值也就是当前位置的实际值.让电机转动一定的角度(理论值与实际值的差值),使得当前的实际角度接近理论值，这样保证了对太阳光线的精确追踪. 优化设计有4种模式:手动模式、自动模式、保护模式和本地模式.手动模式下能够手动调节镜面的高度角和方位角.自动模式就是自动进行太阳位置的追踪.在保护模式下，装置的双轴会转到一个固定的位置,减小机械结构的破坏，系统在非工作状态和天气异常时都会进入保护模式.本地模式是上位机为主的一种模式，通过485总线相连上位机可以发送指令让装置(下位机)执行相应的操作.流程如图7所示. 系统完成一次太阳追踪后,需要一定的时间间隔再进行下一次追踪.如果间隔过短,频繁启动对电机的寿命会有影响;间隔时间过长,镜面位置偏离会增多,发电效率受到影响.根据估算,太阳位置变化为每分钟约0.2 °,本文设计让控制系统1 min执行一次追踪,减少了电机启动次数,同时也保证了追踪的精度.由图2可知,太阳的方位(方位角的变化)在中午时刻变化最快，因此，考虑在中午时刻(11:00—13:00)提高追踪频率,让控制器30 s追踪一次,其他时间不变,以减小追踪误差.为了验证系统设计的精确度和可靠性,利用现有的机械实验装置进行实验,如图8所示.经过一段时间的运行,光伏装置的发电效率比较稳定.利用上位机与控制系统进行modbus485通讯2 d,每隔1 min记录1次,分别得出2015年5月20日与21日9:00—15:00装置实际的高度角和方位角,同理论的太阳位置的高度角、方位角进行比较,得出2 d的高度角和方位角的角度误差θ4和θ5,如图9和图10所示.可以看出，装置的高度轴误差最大达到0.3°,方位轴误差最大不到0.1°.实验结果的误差主要由机械装置安装误差、电机的过冲、传动机构(回转减速装置)的传动误差、跟踪时间间隔(追踪频率)引起.实验结果基本满足了设计要求.如果需要进一步提高追踪的精度,需要对机械装置的安装误差进行矫正,电机和传动机构需要选用精度更高的产品;同时需要进行电机控制程序的调整,如缩短电机运转的频率等.设计了一种基于STM32F103RE芯片的光伏双轴太阳能跟踪控制系统,并对其进行优化,采用精准的视日轨迹跟踪,主要有以下特点:软件算法层面,采用优化后的太阳位置算法ENEA，与之前采用的PSA算法相比，精确度有了很大的提高,计算量却相差不大;增加了保护模式,减少了机械装置在恶劣天气下的损伤;电机控制算法经过优化，不仅使得追踪误差下降,同时电机的启动次数减少,对电机有保护作用;同时增加了本地模式,方便上位机对系统装置的控制,增强了扩展性.【相关文献】[1]Sen Z.Solar energy in progress and future research trends[J].Progress in Energy and Comb ustion Science,2004,30(4):367-416.[2] 窦伟,许洪华,李晶.跟踪式发电系统研究[J].太阳能学报,2007,28(2):169-173.[3] 袁涛.H桥功率驱动电路的设计研究[D].西安:电子科技大学,2006.[4] 喻金钱.STM32F系列ARM Cortex-M3核微控制器开发与应用[M].北京:清华大学出版社,2011.[5]Reda I,Andreas A.Solar position algorithm for solar radiation applications[J].Solar Energy,2 004,76(5):577-589.[6]Roberto Grena.An algorithm for the computation of the solar position[J].Solar Energy,200 8,84(5):462-470.[7]Blanco M M,Padilla A D C,Moratalla L T,et puting the solar vector[J].Solar Energy,20 01,70(5):431-441.。
光伏电池测试中的光谱失配误差修正
刘海涛;边莉;翟永辉
【期刊名称】《中国建设动态：阳光能源》
【年(卷),期】2006(000)001
【摘要】当测定光伏电池的输出特性时，存在着光谱失配误差。
通过光谱失配误差的修正，可将电池的I—V输出特性修正到标准光谱条件。
同时，光谱失配误差的计算也适用于评估光伏组件在标准测试条件下的电学特性。
本文着重介绍了光谱失配误差的产生原因、影响因素及其计算方法，并阐述了电池的I-V特性测试值的光谱失配误差修正方法。
【总页数】3页(P51-53)
【作者】刘海涛;边莉;翟永辉
【作者单位】中国科学院太阳光伏发电系统和风力发电系统质量检测中心
【正文语种】中文
【中图分类】TM933.34
【相关文献】
1.光谱失配误差对光伏组件测试的影响研究 [J], 刘胡炜;孟赟;曹寅
2.光谱失配误差对光伏组件测试的影响研究 [J], 刘胡炜;孟赟;曹寅;
3.光伏电池相对光谱响应测试方法的研究 [J], 张思炯;吴柳;刘岚岚
4.高效光伏组件测试中的光谱失配差异分析 [J], 林荣超; 曾飞; 刘书强; 林志鸿; 梁广文; 胡振球
5.伏安特性测试设备在光伏组件串联失配测试应用中的研究 [J], 张济民;朱炬
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光伏电站眩光影响及阿特斯评估方法与建议光伏电站是利用太阳能发电的设施，但在实际运行过程中，光伏电站的眩光会对周边环境和人体产生一定影响。
针对光伏电站眩光问题，需要进行全面的评估和分析，并提出相应的解决方法和建议。
本篇文章将从眩光影响的角度出发，介绍光伏电站眩光的问题及阿特斯评估方法与建议。
一、光伏电站眩光的影响1. 环境影响：光伏电站眩光会对周围自然环境产生一定的影响，如破坏植物的光合作用、影响水体生态系统等。
2. 人体健康：光伏电站眩光过强会对人体视觉系统产生刺激，长时间暴露可能引起眼睛疲劳、视力下降等问题。
3. 能源效率：光伏电站眩光也会影响光伏电池组件的工作效率，降低光伏电站的发电量。
二、阿特斯评估方法与建议1. 环境影响评估：（1）分析光伏电站周围的生态系统，评估眩光对植物和水体生态的影响。
（2）考虑光伏电站的布局和朝向，减少眩光对周围环境的影响。
（3）结合当地气象数据，评估眩光对大气环境的影响，避免对大气污染的加剧。
2. 人体健康评估：（1）评估光伏电站周边的人口分布情况，确定潜在的受影响群体。
（2）测量光伏电站眩光强度，根据国家标准和健康标准判断是否超过安全范围。
（3）建议光伏电站在设计阶段就考虑减少眩光问题，如选择合适的反射材料、控制反射角度等。
3. 能源效率评估：（1）通过实地测试和模拟计算，评估眩光对光伏电池组件的影响，了解发电效率的变化情况。
（2）建议采用具有抗眩光特性的光伏电池组件，提高光伏电站的发电效率。
（3）优化光伏电站布局和组件安装角度，减少眩光对光伏电池组件的遮挡。
4. 工程设计与管理建议：（1）光伏电站的设计应考虑周围环境和人口分布情况，合理规划布局，减少眩光对周边环境和人体的影响。
（2）建议光伏电站在设计和施工阶段进行现场测试，确保眩光问题得到有效控制。
（3）加强对光伏电站运维人员的培训，提高他们对眩光问题的认识和处理能力。
5. 监测与管理建议：（1）建立光伏电站眩光监测系统，实时监测眩光强度和变化趋势，及时采取措施防止眩光超出安全范围。
双门限值变步长光伏最大功率点跟踪袁爱瑞;张振娟;王强【期刊名称】《南通大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2012(011)001【摘要】针对传统的干扰观察法和变步长干扰观察法的不足,提出了双门限值变步长光伏最大功率点跟踪法.该方法分别将功率曲线的斜率值乘以和除以输出电流而得到2个步长选择标准,每一标准下设一门限值.利用Matlab/Simulink工具建立相应的光伏阵列控制模型,对该方法和变步长干扰观察法的仿真.结果表明：该方法跟踪速度快、稳定性高,特别是当光强突变时也能快速地追踪到最大功率点.%To solve shortcomings of traditional interference observation and variable step interference observation, a new method, a variable step algorithm with double-threshold of Maximum Power Point Tracking for photovoltaic system is presented. There are two step standards of selection and there is a threshold each standard. The two step standards are obtained by slope value of power curve multiplied by the output current and divided by the output current respectively. Control model of the photovoltaic array is established with Matlab/Simulink. The results demonstrate that the Algorithm provides a quick and accurate tracking, even under sudden changes in light.【总页数】7页(P23-29)【作者】袁爱瑞;张振娟;王强【作者单位】南通大学电子信息学院,江苏南通226019;南通大学电子信息学院,江苏南通226019;南通大学电子信息学院,江苏南通226019【正文语种】中文【中图分类】TM615【相关文献】1.快速变步长光伏电池最大功率点跟踪方法 [J], 周丽红;安雪娥;徐江海;王海燕2.基于指数变步长电导增量法的光伏最大功率点跟踪 [J], 屠亚南;于艾清;薛花;王育飞3.变步长扰动法在光伏最大功率点跟踪中的应用 [J], 夏君铁;候占武;李潇潇;曹立华;高健4.基于变步长法的光伏发电系统最大功率点跟踪 [J], 满达5.变步长电导增量法在光伏系统最大功率点跟踪的应用研究 [J], 赵晓亮;孟庆端因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
SHADING FACTOR & MISMATCH LOSS EVALUATION FOR BIFACIAL MODULE WITH VARIOUS RACKING TYPEChangrui ZHAO, Jianwei XIAO, Baohua HEYuanjie YU, Jean-Nicolas JAUBERTSystem Technology center13th PVPMC Workshop, Dec 9th 2019Modeling methodology introduction02Shading factor and mismatch loss evaluation 0304ConclusionBifacial technology overview 012017/5First commercial talks on bifacial module BiKu2018/4Trial productionFirst customerdelivery2018/82018/122019/1Canadian Solar driving the bifacial tide170MWp own bifacial projects completed (China)>300MWpbifacial module milestoneDelivering first 250MWpoverseas order2017/1220kW demo site installed inChangshu 2018/52019/11Bifacial moduleshipping >900MWp milestoneCanadian Solar Energy group: all new projects designed for bifacialMerging of 4 uniquetechnologiesCanadian Solar bifacial modules – BiKu/BiHiKu advantagesWorldwide 1st manufacturer to offer double glass bifacial poly moduleBifacial cellDouble glassKu dual cellP4 PERC polyFrontRear144 cells, 992x2022 mm360 ~ 370 W 144 cells, 1048x2132 mm400 ~ 410 W 166’ cellsBiKuBiHiKuCanadian Solar bifacial testing sites – Bifacial gainsChangshu 24kW BiKu, SAT 1P Albedo ~0.25Diffuse ratio~58%8.9%12 monthsSANDIA 11kW BiKu, SAT 1P Albedo ~0.25.2%3 monthsWuhai 150kW BiKu, SAT 1P Albedo ~0.28Diffuse ratio ~54%6.2%10 months4.0%11 months7.7%4 monthsMojave Desert22kW BiKu, SAT 1P Albedo ~0.3Diffuse ratio ~30% U.S.ChinaBITEC 18kW BiKu, SAT 2P Albedo ~0.2 /0.66.4 - 15.6%7 monthsWuhai 150kW BiKu, Fixed Albedo ~0.27Diffuse ratio~54%Changshu 12kW BiKu, SAT 1P Albedo ~0.5516.9%6 monthsSuzhou 80kW BiKu/BiHiKu, Fixed Albedo ~0.6-0.7/0.25Diffuse ratio ~58%Darlington ~2MW BiHiKu, SAT 1P Albedo ~0.3Planning constructionCompleted On-goingCFV 14kW BiHiKu, SAT1PAlbedo ~0.285.3%3 monthsBoulder 80kW BiKu, SAT 1P Albedo ~0.37.1%7 months9-12%BiKu-3 monthAustraliaWuhai 2.8MW BiKu, Fixed Albedo ~0.27Diffuse ratio~54%5.3%BiHiKu-3 month6.9%10 monthsModeling methodology introduction02Shading factor and mismatch loss evaluation 0304ConclusionBifacial technology overview 01Modeling methodology introduction – OverviewPVmismatc h ToolBackwards Ray tracingMismatch loss @time tArray IV curve (t)Irradiance profile (t)Methodology pro:•Gives irradiance inhomogeneity in 3D, racking system detailed features shading effect are taken Annual Energy lossWith Torque tubeAnnual Shading factorPVsyst Shading factorPVsyst Mismatch loss factorElectrical MismatchLossPVmismatch tool: Open source codes available on GitHub, SunpowerModeling methodology introduction – Calculation flowDifferent system scenarios + 3D modelLocation - EPW weather fileTracking angle dataYearly mismatch loss calculationSimulated hourly front and rearirradiances with tube/pier/rail shadingSynthetic Irradiance = front irradiance +rear irradiance × bifaciality factorSystem IV curve for each time stamp → Maximum Power Point (MPP) Cell front I-V STC production data→ Random samplingSimulated hourly front and rearirradiances without tube/pier/rail shadingYearly shading factor calculationDIVA-for-RhinoModeling methodology introduction – Modeling target surface selection Representative row/module/cells are selected for modeling to reduce modeling time.Modeling methodology introduction – Data process method selectionMethod B is a time-saving way to provide accurate results0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%020040060080010001200S h a d i n g F a c t o rGHI (W/m2)Hourly shading factor comparisonMethod AMethod BLocationSystemAlbedoItemMethod A (365 days )Method B (36 days )Golmud, CNHSAT, One Portrait0.6Shading Factor 7.0%7.1%Mismatch Loss0.60%0.61%-60-50-40-30-20-100020040060080010001200M i s m a t c h P o w e r L o s s (W )GHI (w/m2)Hourly mismatch loss comparisonMethod A Methed BModeling methodology introduction02Shading factor and mismatch loss evaluation 0304ConclusionBifacial technology overview 01Shading factor and mismatch loss calculation- Various system racking01020403System Racking TypeFixed rackingFixed racking-2 Portrait (2P)Fixed racking-3 Landscape (3L)HSAT-2 Portrait (2P)HSAT-1 Portrait (1P)HSAT 1P: Tube-Module distance impact on shading factor and mismatch lossShading factor varies from 5.6% to 7.8%, mismatch loss is from 0.24% to 0.94% during albedo range 0.2~0.6.Mismatch loss is more sensitive to tube-module distance than shading factor with Albedo increaseModuleHeight 1.5mDistance 50mmGroundTorque TubePost5.6%7.4%7.8%0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%S h a d i n g F a c t o r (Y e a r l y )AlbedoShading Factor Under Different Albedo0.20.40.60.24%0.50%0.94%0.0%0.2%0.4%0.6%0.8%1.0%M i s m a t c h L o s s (Y e a r l y )Mismatch Loss Under Different AlbedoHSAT 1P: Array height impact on shading factor and mismatch lossThe height 2m has similar trend and result with height 1.5m, can increase module backside irradiation, but has no obvious contribution to improvement of module backside irradiance uniformity.5.6%7.4%7.8%6.5%7.8%8.1%0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%S h a d i n g F a c t o r (Y e a r l y )Albedo Shading Factor Under Different AlbedoH 1.5m H 2.0m0.20.40.60.24%0.50%0.94%0.23%0.47%0.93%0.0%0.2%0.4%0.6%0.8%1.0%M i s m a t c h L o s s (Y e a r l y )Mismatch Loss Under Different AlbedoH 1.5m H 2.0mDistance 50mmModuleHeight 2mGroundTorque TubePos tDistance 50mmHeight 1.5mModuleHSAT2P: Tube-Module distance and purlin length impactTraditional U shape connection Recommended I shape connectionConnection topologyRow 1Row 2Row 1 & Row 2Distance 100mmSystem configurationHeight2.35mTorque TubeModule 1Module 2GroundPostDistance 50mmPurlin length 2.5mPurlin length 3.5mGap150mmDistance 100mm without purlinShading factor is not sensitive to tube-module distance under Albedo≥0.4 condition.Mismatch loss is almost same under different tube-module distance and Albedo.Distance 50mm with purlinDistance 100mm with purlinHSAT 2P: Tube-Module distance impact on shading factor and mismatch loss Rear side irradiance distributionT u b eT u b eT u b e7.1%6.9%7.3%5.7%6.9%7.6%0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%S h a d i n g F a c t o r ( Y e a r l y )AlbedoShading Factor Under Different Albedo & DistanceDistance 50mm Distance 100mm0.20.40.60.18%0.19%0.20%0.22%0.22%0.23%0.00%0.10%0.20%0.30%M i s m a t c h L o s s (Y e a r )Mismatch Loss Under Different Albedo & DistanceDistance 50mm Distance 100mmShading factor will increase about 0.8% when purlin length change from 2.5m to 3.5m under differentAlbedo.Mismatch Loss is not sensitive to purlin length under different albedo condition.No PurlinPurlin length 2.5mPurlin length 3.5mHSAT 2P: Purlin length impact on shading factor and mismatch loss Rear side irradiance distributionT u b eT u b eT u b e4.9%6.1%6.8%5.7%6.9%7.6%0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%S h a d i n g F a c t o r (Y e a r l y )AlbedoShading Factor Under Different Albedo & Purlin length Purlin length 2.5mPurlin length 3.5m0.20.40.60.22%0.21%0.23%0.22%0.22%0.23%0.20%0.21%0.22%0.23%0.24%0.25%M i s m a t c h L o s s (Y e a r l y )Mismatch Loss Under Different Albedo & Purlin lengthPurlin length 2.5m Purlin length 3.5mHSAT 1P Vs. 2P: Shading factor and mismatch loss resultShading factor: 2 portrait has smaller value than 1 portrait under Albedo range 0.2~0.6.Mismatch loss: 2 portrait has more and more advantage than 1 portrait with increased Albedo,1P Vs. 2PHeight 2.35mGap 100mmModule 1Torque TubeModule 2GroundHeight 1.5mGap 50mmGround Torque TubeModule5.6%7.4%7.8%4.9%6.1%6.8%0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%S h a d i n g F a c t o r (Y e a r l y )Shading Factor Under Different Albedo1 Portrait2 Portrait0.24%0.50%0.94%0.22%0.21%0.23%0.0%0.2%0.4%0.6%0.8%1.0%M i s m a t c h L o s s (Y e a r l y )Mismatch Loss Under Different Albedo1 Portrait2 PortraitShading factor/Mismatch loss : height 0.5m has similar trend and result with 1.0m under different Albedo.Increased height can obviously boost backside irradiance.Rai lRear side irradiance distributionHeight 0.5m/Albedo 0.6Cell Row: Vertical 48 cells for the analysisHeight 1.0m/Albedo 0.6BottomTopTopBottom17.8%18.6%20.0%17.9%19.4%20.2%10.0%15.0%20.0%25.0%S h a d i n g F a c t o r (Y e a r l y )Shading Factor Under Different Albedo & HeightHeight 0.5mHeight 1.0m0.14%0.16%0.17%0.16%0.16%0.16%0.0%0.1%0.2%0.3%M i s m a t c h L o s s (Y e a r l y )Mismatch Loss Under Different Albedo & HeightHeight 0.5m Height 1.0mShading factor /Mismatch loss : height 0.5m has higher value than 1.0m under different Albedo.Increased height can obviously increase backside irradiance.RailDownRear side irradiance distributionHeight 0.5m/Albedo 0.6Cell Row: Vertical 18 cells for the analysisHeight 1.0m/Albedo 0.6Top TopDown10.4%10.3%10.4%9.3%9.6%8.6%0.0%5.0%10.0%15.0%S h a d i n g F a c t o r (Y e a r l y )Shading Factor Under Different Albedo & HeightHeight 0.5m Height 1.0m0.26%0.32%0.47%0.18%0.20%0.21%0.0%0.1%0.2%0.3%0.4%0.5%M i s m a t c h L o s s (Y e a r l y )Mismatch Loss Under Different Albedo & HeightHeight 0.5m Height 1.0m0.20.40.6HeightModeling methodology introduction02Shading factor and mismatch loss evaluation 0304ConclusionBifacial technology overview 01Conclusions and Next stepConclusionsNext step •Effect of cell/module temperature will be considered into mismatch loss calculation.5.6% 4.9%17.8%8.6%8.1%7.6%20.2%10.4%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%S h a d i n g f a c t o r (Y e a r l y )Shading factor range (Albedo: 0.2~0.6)HSAT 1PHSAT 2PFixed 2PFixed 3L0.23%0.18%0.14%0.18%0.94%0.23%0.17%0.47%0.0%0.2%0.4%0.6%0.8%1.0%M i s m a t c h l o s s (Y e a r l y )Mismatch loss range (Albedo: 0.2~0.6)HSAT 1PHSAT 2PFixed 2PFixed 3L•HSAT 1 portrait: shading factor and mismatch loss is not sensitive to array height, mismatch loss is sensitive to Albedo.•HSAT 2 portrait: backside irradiance is still affected by torque tube, purlin, post, so shading factor can not be 0%, has more advantage than 1 portrait under Albedo≥0.4 condition.•Fixed racking: shading factor is much higher than HSAT system.INNOVATIONS MAKE THE DIFFERENCE2019/12Back-up slidesVarious simulation tool comparison: NREL VF Vs. NREL Raytracing Vs. CSI RaytracingNREL Raytracing and CSI Raytracing tool have almost same result for backside irradiance and mismatch loss that are lower than NREL VF result.0.28%0.24%0.23%0.00%0.10%0.20%0.30%M i s m a t c h l o s sMismatch loss comparison based on different toolNREL View Factor NREL RaytracingCSI RaytracingSimulation input:System: HSATWeather data: EPW/One day July 20th 05001000150020002500123456789101112131415161718192021222324B a c k s i d e I r r a d i a n c e (W h /m 2)RowNREL VF & NREL Raytracing & CSI RaytracingNREL VF_ToolNREL Raytracing_Tool CSI Raytracing_ToolEffect of Torque-Tube Parameters on Rear-Irradiance and Rear-Shading Loss for Bifacial PV Performance on 1-Axis Tracking SystemsSilvana Ayala Peláez, Chris Deline, Joshua S. Stein(Sandia National Labs), Bill Marion, Kevin Anderson (Cypress Creek Renewables), and Matthew MullerElectrical mismatch loss vs. Mismatch loss factor。
