Ponieważ matryce PV starzeją się, istnieje wiele potencjalnych przyczyn niedostatecznej wydajności instalacji. Niektóre są łatwe do przewidzenia: na przykład straty spowodowane zabrudzeniem lub długotrwała degradacja matrycy. Inne mogą być nieoczekiwane, np. awaria diody obejściowej, pęknięte moduły itp. Ponieważ rejestratory krzywej I-U rejestrują wszystkie punkty robocze prądu i napięcia źródła instalacji PV, pozwalają one jednoznacznie zidentyfikować objawy niedostatecznej wydajności w instalacjach fotowoltaicznych.
Arkusz danych każdego modułu fotowoltaicznego zawiera modelową krzywą I-U reprezentującą wszystkie kombinacje prądu i napięcia, przy których można obsługiwać lub obciążyć moduł w standardowych warunkach testowych (STC). Gdy zmierzona krzywa I-U różni się znacznie pod względem wysokości, szerokości lub kształtu od przewidywanej krzywej I-U — opartej na modelowej krzywej I-U, ale dostosowanej do rzeczywistego napromieniowania i warunków temperaturowych — charakter odchylenia zapewnia wskazówki dotyczące potencjalnych problemów z wydajnością. Rejestratory krzywej I-U, takie jak Fluke Solmetric PVA-1500, odgrywają kluczową rolę w wykrywaniu objawów niskiej wydajności.
Zestaw analizatora Fluke Solmetric PVA 1500 V z czujnikiem Fluke SolSensor
Uwagi dotyczące bezpieczeństwa podczas wyszukiwania i usuwania awarii w instalacjach fotowoltaicznych
Podczas pracy przy instalacjach elektrycznych bezpieczeństwo ma kluczowe znaczenie. Niezbędne jest zrozumienie budowy i działania instalacji fotowoltaicznej, stosowanie urządzeń testowych o odpowiednich parametrach oraz przestrzeganie norm bezpieczeństwa, takich jak NFPA 70E. Zastosowanie rejestratorów krzywej I-U, takich jak Fluke Solmetric PVA-1500, może zwiększyć bezpieczeństwo w porównaniu z innymi metodami testowania, ponieważ umożliwia testowanie bez obciążania obwodów falownikiem.
Podstawowa procedura testowania
W komercyjnych i przemysłowych instalacjach fotowoltaicznych krzywe I-U zwykle mierzone są na izolowanych elektrycznie skrzynkach łączeniowych. Jeśli na przykład monitorowanie na poziomie strefy lub termografia lotnicza wskazuje na niską wydajność w skrzynce łączeniowej, można ją zaznaczyć w celu kontroli. Po wyizolowaniu przeprowadza się kontrole wzrokowe, a następnie śledzenie krzywej I-U, co pozwala zidentyfikować obwody źródłowe o niskiej wydajności. Skalibrowane pomiary wydajności obejmują instalację czujnika napromieniowania w płaszczyźnie matrycy i podłączenie czujnika temperatury z tyłu modułu. Każdy obwód źródłowy PV jest testowany indywidualnie, przy czym proces trwa zaledwie od 10 do 15 sekund na obwód, a dane są zapisywane elektronicznie.
Normalny kształt i wydajność
Aby zidentyfikować problemy z wydajnością w terenie, należy dysponować wzorcem do porównania. Podczas wyszukiwania i usuwania awarii można porównywać pomiary wykonane na sąsiednich obwodach źródłowych PV. Jednak zazwyczaj podstawą do porównań są dane z tabliczki znamionowej modułu, zwłaszcza w przypadku porównywania wydajności w czasie.
Przed wykonaniem testu krzywej I-U należy określić, który moduł jest testowany, a także ile modułów jest połączonych szeregowo lub równolegle. W oparciu o te i inne dane wejściowe konfiguracji oprogramowanie oblicza oczekiwaną charakterystykę wydajności — na przykład wartości Isc, Imp, Voc, Vmp i Pmp — w standardowych warunkach testowych. W związku z tym, że warunki w terenie zawsze różnią się od fabrycznych warunków testowych, rejestratory krzywej I-U wykorzystują modele matematyczne do uwzględnienia rzeczywistych warunków napromieniowania i temperatury w terenie oraz do wygenerowania przewidywanej krzywej I-U i wartości mocy maksymalnej dla badanego obwodu źródłowego lub modułu PV.
Jeśli obwód źródłowy lub moduł PV działa prawidłowo, jego krzywa I-U ma normalny kształt. Ponadto maksymalna znamionowa moc wyjściowa, którą rejestrator krzywych oblicza na podstawie danych I-U, będzie ściśle zbliżać się do przewidywanej mocy maksymalnej. W tym kontekście wykorzystuje się współczynnik wydajności (PF), aby określić ilościowo, w jakim stopniu zmierzona krzywa I-U pokrywa się z krzywą przewidywaną. Wartość jest podawana w procentach i obliczana na podstawie zmierzonej i przewidywanej mocy maksymalnej (PMP), jak przedstawiono w równaniu: PF = (zmierzona wartość PMP ÷ przewidywana wartość PMP) × 100. Prawidłowy kształt krzywej oraz współczynnik wydajności w zakresie od 90% do 100% wskazują, że obwód źródłowy lub moduł PV działa prawidłowo i nie jest zbytnio zacieniony ani zabrudzony.