Чому сонячні модулі бояться тіней?

З: Чому компонент боїться тіньової оклюзії? Що таке «ефект гарячої точки»?

В: Тіньове екранування фотоелектричних модулів в основному включає в себе корисні стовпи, рослини, пташиний послід, пил, а також екранування переднього і заднього рядів модуля. Тіньове екранування має великий вплив на вироблення електроенергії системи. Серйозне екранування викличе «ефект гарячих точок» і вплине на вироблення електроенергії. і навіть спалювати компоненти.

Так званий «ефект гарячої точки», тобто через часткову оклюзію тіні, різні ступені розселення пилу, забруднення пташиного посліду і т.д., затінена частина клітини не забезпечить вкладу в потужність і стане енергоємним навантаженням всередині модуля, і в той же час призведе до того, що модуль частково при підвищенні температури, запускається обхідний діод, а відповідна акумуляторна струна замикається, що впливає на вироблення електроенергії; і перегріта область може призвести до старіння і жовтіння EVA, що знижує світлопропускання області, що ще більше погіршує гарячу точку і впливає на загальну генерацію електроенергії.

На робочий струм монолітної клітини в основному впливає опромінення. Чим більше опромінення, тим вище течія. Деякі клітини затінюються, що серйозно позначиться на їх робочому струмі.

Вихідна напруга збільшується через послідовну схему всередині модуля. Струм рядової схеми має ефект ствола, тобто найнижчий струм у всьому ряду ланцюгів. Тому відповідно зменшується струм всієї низки компонентів, а також постраждає генерація електроенергії системи.

З: Як падіння напруги впливає на фотоелектричну систему?

В: Втрату напруги в фотоелектричній системі можна охарактеризувати як: Втрата напруги = прохідний струм * довжина кабелю * коефіцієнт напруги * коефіцієнт напруги

З формули видно, що втрата напруги пропорційна довжині кабелю. Тому при дослідженні поля слід дотримуватися принципу, що масив до інвертора і інвертор до точки підключення мережі повинні бути якомога ближче. У загальних додатках втрата лінії постійного струму між PV-масивом і інвертором рядків не повинна перевищувати 2% від вихідної напруги масиву, а втрата лінії змінного струму між інвертором і точкою підключення мережі не повинна перевищувати 5% від вихідної напруги інвертора.