KR20190005514A - Method and apparatus for predicting the degradation ratio of the solar cell module - Google Patents
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Abstract
Description
본 발명은 태양전지모듈 열화율 예측방법에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 보다 정확한 태양전지모듈 열화율 예측이 가능하고, 이와 함께 예상 수명을 얻을 수 있는 태양전지모듈 열화율 예측방법에 관한 것이다.The present invention relates to a method for predicting a deterioration rate of a solar cell module, more specifically, to a method for predicting a deterioration rate of a solar cell module capable of predicting a deterioration rate of the photovoltaic module more accurately.
석탄이나 석유와 같은 화학에너지의 고갈 및 화학에너지 사용에 따른 환경오염 문제로 인해 근자에 들어서는 대체에너지의 개발에 노력을 기울이고 있는데, 그 중에 하나가 태양에너지를 이용한 태양광 발전시스템(Photovoltaic system)이다.One of them is the photovoltaic system using solar energy because of the depletion of chemical energy such as coal and petroleum and the environmental pollution problem due to the use of chemical energy. .
태양광 발전이라 함은 태양에너지(태양열 또는 태양광)를 전기에너지로 변환시키는 일련의 기술이다. 기본 원리는 p-n 접합 반도체로 구성된 태양 전지(solar battery)에 태양광이 조사되면 광 에너지에 의한 전자, 정공 쌍이 생겨나고, 전자가 이동하여 n층과 p층을 가로질러 전류가 흐르게 되는 광기전력 효과에 의해 기전력이 발생함으로써 외부에 접속된 부하에 전류가 흐르는 결과를 이용한다. 이처럼 무한정, 무공해의 태양에너지를 전기에너지로 변환시키기 위해서는 무엇보다도 태양광을 집광하기 위한 태양광 모듈(solar module)에 대한 기술 개발이 요구된다.Solar power generation is a series of technologies that convert solar energy (solar heat or solar light) into electrical energy. The basic principle is that when a solar cell composed of a pn junction semiconductor is irradiated with sunlight, a pair of electrons and holes due to the light energy are generated, and a photovoltaic effect in which electrons move and current flows across the n- and p- And a result that a current flows to a load connected to the outside is used. In order to convert infinite and pollution-free solar energy into electric energy, it is necessary to develop a solar module for collecting sunlight.
한편, 태양광 모듈이 제작되어 제품으로 출시될 때, 초기 모듈 특성값을 이용하여 발전량의 예측이 가능하다. 발전량의 예측을 통하여, 태양전지모듈의 열화율이나 수명을 예측할 수 있고, 교체 및 모니터링 주기 등을 조절할 수 있다. 그러나, 초기 모듈 특성값은 실제 필드에 설치된 태양전지모듈의 발전량과 차이가 있고, 계측 데이터의 측정 오차까지 고려할 때 정확한 발전량 예측은 불가능하다. 따라서, 태양전지모듈의 발전량 및 열화율을 정확하게 예측하기 위한 기술의 개발이 요청되고 있다. On the other hand, when a solar module is manufactured and released as a product, the generation amount can be predicted using the initial module characteristic value. Through the prediction of the power generation amount, it is possible to predict the deterioration rate and the service life of the solar cell module, and to control the replacement and monitoring period. However, the initial module characteristic value differs from the power generation amount of the solar cell module installed in the actual field, and it is impossible to predict the accurate generation amount considering the measurement error of the measurement data. Therefore, development of a technique for accurately estimating the amount of power generation and deterioration rate of the solar cell module has been demanded.
본 발명은 상기와 같은 문제점을 해결하기 위하여 안출된 것으로서, 본 발명의 목적은, 보다 정확한 태양전지모듈 열화율 예측이 가능하고, 이와 함께 예상 수명을 얻을 수 있는 태양전지모듈 열화율 예측방법을 제공함에 있다.SUMMARY OF THE INVENTION It is an object of the present invention to provide a method for predicting a deterioration rate of a solar cell module capable of predicting a degradation rate of a solar cell module more accurately and obtaining a life expectancy at the same time. .
상기 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 실시예에 따른 태양전지모듈 열화율 예측방법은 PID(Potential Induced Degradation) 시험으로부터 모듈온도(Tm), 습도(RH), 및 출력값(P)을 획득하여 시간당열화율(RD)을 획득하는 제1단계; 제1단계로부터, 온도 및 습도에 관한 시간당열화율산출식을 획득하는 제2단계; 시간당열화율산출식에 일사량에 따른 전압을 반영하여 보정하는 제3단계; 및 시간당열화율산출식에 온도, 습도 및 일사량을 포함하는 기상데이터를 적용하여 태양전지모듈 열화율을 산출하는 제4단계;를 포함한다. Acquiring a module temperature (T m), the humidity (RH), and an output value (P) of solar modules deterioration rate prediction method according to an embodiment of the present invention is from PID (Potential Induced Degradation) test for achieving the above object A first step of obtaining a deterioration rate per unit time R D ; A second step of obtaining a deterioration rate calculating formula per unit time with respect to temperature and humidity from the first step; A third step of correcting the deterioration rate calculating formula per hour by reflecting the voltage according to the insolation amount; And a fourth step of calculating the deterioration rate of the solar cell module by applying the gas-phase data including the temperature, the humidity and the irradiation amount to the degradation rate calculating formula per unit time.
PID 시험은 태양전지모듈에 96시간 동안 1,000V의 전압을 인가하면서 온도 및 습도를 변화시켜 수행될 수 있다. The PID test can be performed by varying the temperature and humidity while applying a voltage of 1,000V to the solar cell module for 96 hours.
시간당열화율산출식은 peck모델에 따른 하기 식일 수 있다. The formula for calculating the deterioration rate per hour may be the following formula according to the peck model.
식 중, Tm은 모듈온도이고, RH는 습도이고, Ea는 활성화에너지이고, k는 볼츠만 상수이고, A는 상수이며, n은 상수이다.Where T m is the module temperature, RH is the humidity, E a is the activation energy, k is the Boltzmann constant, A is the constant, and n is the constant.
제3단계는 제2단계에서 획득한 시간당열화율산출식에 일사량에 따른 전압보정값을 곱하여 하기 식과 같이 보정하여 수행될 수 있다. The third step may be performed by multiplying the degradation rate calculating formula per hour obtained in the second step by the voltage correction value according to the solar radiation amount, and correcting it according to the following equation.
식 중, Vpid는 태양전지스트링 내에서의 태양전지모듈 및 스트링 끝단 태양전지모듈 프레임의 전압차이고, Voc는 개방전압이다.Where V pid is the voltage difference between the solar cell module and the string-end solar cell module frame within the solar cell string, and V oc is the open-circuit voltage.
전압보정값은 Voc에 대한 Vpid의 비율이고, Voc 및 Vpid는 각각 하기 식으로 나타낼 수 있다. Voltage correction value is the ratio of V pid for the V oc, oc V and V pid may be represented by the following formula, respectively.
식 중, IL은 일사량이고, I0는 역방향 포화전류이며, Ncell은 태양전지모듈 1개당 태양전지 개수이고, Nmodule은 태양전지스트링 당 직렬연결된 태양전지모듈의 수이며, ε은 Voc에 대한 최대출력시 전압의 비율이다. In the formula, and I L is solar radiation, I 0 is the reverse saturation current, N cell is the solar cell modules per number of solar cells, N module is the number of solar cell modules connected in series each solar cell string, ε is V oc Is the ratio of the maximum output voltage to the output voltage.
본 발명에 따른 태양전지모듈 열화율 예측방법은 제3단계에서 보정된 시간당열화율산출식을 이용하여 태양전지모듈의 연간열화율(RD·year)을 하기 식에 따라 산출하는 단계;를 더 포함할 수 있다. The method of predicting the deterioration rate of the solar cell module according to the present invention may further include the step of calculating the annual deterioration rate (R D · year ) of the solar cell module according to the following formula using the deterioration rate calculating formula per unit time corrected in the third step .
본 발명에 따른 태양전지모듈 열화율 예측방법은 연간열화율을 이용하여 출력저하예상수명(Lifetime)을 하기 식에 따라 산출하는 단계;를 더 포함할 수 있다. The method of predicting the deterioration rate of the solar cell module according to the present invention may further include calculating a lifetime of the output degradation according to the following equation using the annual deterioration rate.
식 중, x는 출력저하량이다. In the formula, x is the output decrease amount.
본 발명의 다른 측면에 따르면, PID 시험으로부터 모듈온도(Tm), 습도(RH), 및 출력값(P)을 획득하여 시간당열화율(RD)을 획득하는 제1단계; 제1단계로부터, 온도 및 습도에 관한 시간당열화율산출식을 획득하는 제2단계; 시간당열화율산출식에 일사량에 따른 전압을 반영하여 보정하는 제3단계; 및 시간당열화율산출식에 온도, 습도 및 일사량을 포함하는 기상데이터를 적용하여 태양전지모듈 열화율을 산출하는 제4단계;를 포함하는 태양전지모듈 열화율 예측방법을 수행할 수 있는 프로그램이 기록된 컴퓨터로 읽을 수 있는 기록매체가 제공된다. According to another aspect of the invention, to obtain a module temperature (T m), the humidity (RH), and an output value (P) from the PID test comprising: a first step of obtaining the degradation rate per hour (R D); A second step of obtaining a deterioration rate calculating formula per unit time with respect to temperature and humidity from the first step; A third step of correcting the deterioration rate calculating formula per hour by reflecting the voltage according to the insolation amount; And a fourth step of calculating the degradation rate of the solar cell module by applying the gas-phase data including the temperature, the humidity, and the solar radiation to the degradation rate calculating formula per hour. A computer readable recording medium is provided.
이상 설명한 바와 같이, 본 발명의 실시예들에 따른 태양전지모듈 열화율 예측방법을 이용하면, 태양전지모듈의 초기특성에 따른 결과인 PID 시험 결과 및 기상데이터와 태양전지모듈 스트링 구성조건 등을 모두 반영하여 열화율을 예측할 수 있으므로 보다 정확한 열화율 예측이 가능한 효과가 있다. As described above, according to the method of predicting the deterioration rate of the solar cell module according to the embodiments of the present invention, the PID test result as a result of the initial characteristics of the solar cell module and the conditions of the weather data and the solar cell module string It is possible to predict the degradation rate more accurately.
따라서, 이러한 열화율 예측값에 따라 발전소의 태양전지모듈 스트링 구성 최적화가 가능하여 태양전지모듈의 효율을 최대화할 수 있다. Therefore, it is possible to optimize the solar cell module string configuration of the power plant according to the predicted deterioration rate, thereby maximizing the efficiency of the solar cell module.
아울러, 태양전지모듈을 직접 필드에서 테스트할 필요가 없어서 테스트에 필요한 시간과 인력소모를 최소화할 수 있는 효과가 있다. In addition, since it is not necessary to directly test the solar cell module in the field, it is possible to minimize the time required for testing and manpower consumption.
도 1은 본 발명의 일실시예에 따른 태양전지모듈 열화율 예측방법에서의 PID 시험조건을 나타낸 도면이고, 도 2는 PID 시험결과를 도시한 그래프이다.
도 3 및 4는 각각 PID 시험 결과를 이용하여 모듈온도 및 습도와 시간당 열화율의 관계를 도시한 그래프들이다.
도 5는 본 발명의 일실시예에 따라 산출된 시간당열화율산출식을 이용하여 산출된 서로 다른 장소에서의 연간열화율 및 수명을 나타낸 도면이다. FIG. 1 is a view showing a PID test condition in a method for predicting deterioration rate of a solar cell module according to an embodiment of the present invention, and FIG. 2 is a graph showing a PID test result.
3 and 4 are graphs showing the relationship between module temperature and humidity and deterioration rate per hour using PID test results, respectively.
FIG. 5 is a graph showing annual deterioration rate and service life at different locations, which are calculated using the calculated rate of deterioration rate per hour, according to an embodiment of the present invention.
이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 실시형태를 설명한다. 그러나, 본 발명의 실시형태는 여러가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 이하 설명하는 실시형태로 한정되는 것은 아니다. 본 발명의 실시형태는 당업계에서 통상의 지식을 가진 자에게 본 발명을 보다 완전하게 설명하기 위해서 제공되는 것이다. 첨부된 도면에서 특정 패턴을 갖도록 도시되거나 소정두께를 갖는 구성요소가 있을 수 있으나, 이는 설명 또는 구별의 편의를 위한 것이므로 특정패턴 및 소정두께를 갖는다고 하여도 본 발명이 도시된 구성요소에 대한 특징만으로 한정되는 것은 아니다.DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENTS Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the accompanying drawings. However, the embodiments of the present invention can be modified into various other forms, and the scope of the present invention is not limited to the embodiments described below. The embodiments of the present invention are provided to enable those skilled in the art to more fully understand the present invention. It should be understood that while the present invention may be embodied in many different forms and should not be construed as limited to the embodiments set forth herein, The present invention is not limited thereto.
본 발명의 일 실시예에 따른 태양전지모듈 열화율 예측방법은 PID 시험으로부터 모듈온도(Tm), 습도(RH), 및 출력값(P)을 획득하여 시간당열화율(RD)을 획득하는 제1단계; 제1단계로부터, 온도 및 습도에 관한 시간당열화율산출식을 획득하는 제2단계; 시간당열화율산출식에 일사량에 따른 전압을 반영하여 보정하는 제3단계; 및 시간당열화율산출식에 온도, 습도 및 일사량을 포함하는 기상데이터를 적용하여 태양전지모듈 열화율을 산출하는 제4단계;를 포함한다. The method for predicting the deterioration rate of a solar cell module according to an embodiment of the present invention is a method for predicting the deterioration rate R D by obtaining the module temperature T m ,
본 발명에서는 PID 시험을 수행하고 PID 시험으로부터의 결과를 이용하여 시간당 열화율산출식을 수립한다. PID 시험은 태양전지모듈의 PID현상을 측정하여 열화율을 판단하기 위한 시험이다. PID(Potential Induced Degradation) 현상은 태양전지모듈이 직렬로 연결된 태양전지스트링 내에서 발생하는 현상이다. 태양전지모듈이 직렬로 연결될 경우, 태양광 시스템의 발전 전압은 태양전지모듈의 개수에 비례하게 된다. 한편, 태양전지모듈을 외부에 설치할 때 작업 안정성과 발전 과정에서의 사고 예방을 위하여 태양전지모듈의 프레임이 접지된다. 태양광 발전을 통해 발생한 전압은 태양전지에 유지되어 있고, 태양전지모듈의 외부를 지탱하고 있는 프레임은 접지가 되어 상대적 준위가 항상 그라운드 레벨로 고정되어 있기 때문에, 태양전지와 프레임 간의 전위 차이가 발생한다.In the present invention, the PID test is performed and the deterioration rate calculating formula per hour is established using the results from the PID test. The PID test is a test to determine the deterioration rate by measuring the PID phenomenon of the solar cell module. The PID (Potential Induced Degradation) phenomenon occurs in a solar cell string in which a solar cell module is connected in series. When the solar cell modules are connected in series, the generation voltage of the solar cell system is proportional to the number of solar cell modules. On the other hand, when the solar cell module is installed outside, the frame of the solar cell module is grounded for the safety of operation and prevention of accidents during the development process. Since the voltage generated by the photovoltaic power generation is held in the solar cell and the frame supporting the outside of the solar cell module is grounded and the relative level is always fixed at the ground level, do.
이에 따라, 복수의 태양전지모듈이 직렬로 연결된 어레이(array)의 말단으로 갈수록 태양전지와 접지되어 있는 모듈의 프레임 간의 전압 차는 점차 증가하게 되며, 말단 태양전지모듈의 경우에는 시스템 발전 전압만큼 전압 차가 벌어진다. 접지된 프레임과 태양전지 사이의 전위차는 PID를 발생시키는 가장 주요한 원인이며, PID는 태양광 발전시스템이 설치되어 있는 장소의 온도나 습도 등에 의해 영향을 받는다. 따라서, PID현상이 발생할 수 있도록 하여 태양전지모듈의 PID를 측정하는 PID시험을 수행함에 따라, 온도, 습도 및 일사량 등에 의한 태양전지모듈의 PID특성을 알 수 있고, 이에 따라 태양전지모듈의 열화율을 산출할 수 있다. As a result, the voltage difference between the frames of the module grounded to the solar cell gradually increases toward the end of the array in which the plurality of solar cell modules are connected in series, and in the case of the end solar cell module, It opens. The potential difference between the grounded frame and the solar cell is the main cause of the PID, and the PID is influenced by the temperature and humidity of the place where the PV system is installed. Accordingly, by performing the PID test for measuring the PID of the solar cell module by allowing the PID phenomenon to occur, it is possible to know the PID characteristics of the solar cell module by the temperature, humidity and irradiation amount, Can be calculated.
PID 시험은 태양전지모듈을 테스트 챔버 내에 투입한 상태에서, PID 특성에 대한 테스트가 실시된다. 테스트 조건으로는 2012년 6월 1일 NREL의 Hacke에 의해 발의된 IEC 62804 Ed. 1이 표준으로 승인되어 있다. 전압조건은 1,000 V로, ±전압 인가를 모두 수행하고, 96시간 후 태양전지모듈의 출력 저하를 측정한다. In the PID test, the PID characteristics are tested with the solar cell module placed in the test chamber. Testing conditions include IEC 62804 Ed., As proposed by Hacke of NREL on June 1, 2012. 1 is approved as a standard. The voltage condition is 1,000 V and ± voltage is applied, and the output drop of the solar cell module is measured after 96 hours.
그러나, 이러한 PID 시험만으로 태양전지모듈의 출력저항을 측정하고 이를 기초로 태양전지모듈의 열화율을 예측하면 실제 태양전지모듈이 위치하는 장소의 온도나 습도 및 일사량 등을 반영한 실제 열화율을 산출할 수 없다. 본 발명에 따른 태양전지모듈 열화율 예측방법에서는 필드에 설치된 태양전지모듈로부터 직접 온도, 습도 및 일사량 등의 환경데이터를 획득하고 이를 PID 시험으로 얻은 결과로 가공된 시간당열화율산출식에 반영하여 연간열화율 및 수명을 예측할 수 있다. 즉, 종래 PID 시험을 통한 열화율 예측은 초기 태양전지모듈의 특성치에 기반한 자료이나 이는 실제 필드특성에 따라 변화가 달라질 수 있으므로 본 발명과 같이 실제 장소에서의 환경데이터를 추가하면 보다 정확한 예측이 가능하다. However, if the output resistance of the solar cell module is measured only by the PID test and the deterioration rate of the solar cell module is predicted based on the measured output resistance, the actual deterioration rate that reflects the temperature, humidity, I can not. In the method of predicting the deterioration rate of the solar cell module according to the present invention, environmental data such as temperature, humidity and irradiation dose are directly obtained from the solar cell module installed in the field, and the result is obtained by the PID test. The deterioration rate and the service life can be predicted. That is, the prediction of deterioration rate through the conventional PID test is based on the characteristic value of the initial solar cell module, but the change may vary depending on the actual field characteristics. Therefore, as in the present invention, Do.
본 발명에 따른 태양전지모듈 열화율 예측방법에서는 먼저 태양전지모듈의 PID시험을 수행한다. PID 시험은 태양전지모듈에 96시간 동안 1,000V의 전압을 인가하면서 온도 및 습도를 변화시켜 수행될 수 있다. PID 시험을 통해, 태양전지모듈의 모듈온도(Tm), 습도(RH), 및 출력값(P)을 획득할 수 있고, 출력값(P)을 이용하여 하기 식과 같이 시간당열화율(RD)을 획득한다(제1단계).In the method of predicting the deterioration rate of the solar cell module according to the present invention, the PID test of the solar cell module is performed first. The PID test can be performed by varying the temperature and humidity while applying a voltage of 1,000V to the solar cell module for 96 hours. The module temperature ( Tm ), the humidity (RH), and the output value (P) of the solar cell module can be obtained through the PID test and the deterioration rate R D per hour (Step 1).
[수학식 1] [Equation 1]
상기 식 중, Pmax는 96시간 PID시험 후 출력값이고, Po는 초기출력값이다.Where P max is the output value after the 96 hour PID test and P o is the initial output value.
제2단계에서 제1단계에서 획득한 시간당열화율(RD)과 모듈온도(Tm) 및 습도(RH)와의 관계를 이용하여 태양전지모듈의 필드에서의 열화율을 산출할 수 있게 하는 시간당열화율산출식을 얻는다. 시간당열화율산출식은 여러 열화율 모델식을 이용할 수 있다. 예를 들어 시간당열화율산출식은 peck모델에 따른 하기 식일 수 있다. The deterioration rate per hour which enables to calculate the deterioration rate in the field of the solar cell module using the relationship between the degradation rate per hour RD per hour and the module temperature Tm and the humidity RH acquired in the first step in the second step Get the formula. Several deterioration rate model equations can be used for calculating the deterioration rate per hour. For example, the formula for calculating the deterioration rate per hour may be the following formula according to the peck model.
[수학식 2] &Quot; (2) "
식 중, Tm은 모듈온도이고, RH는 습도이고, Ea는 활성화에너지이고, k는 볼츠만 상수이고, A는 상수이며, n은 상수이다.Where T m is the module temperature, RH is the humidity, E a is the activation energy, k is the Boltzmann constant, A is the constant, and n is the constant.
시간당열화율산출식은 온도와 습도에 관한 시간당 열화율을 산출하는 식으로서, 제1단계에서 온도, 습도 및 시간당 열화율이 산출되었으므로 산출된 데이터를 이용하여 수학식 2와 같은 열화율 산출식을 획득할 수 있다. The deterioration rate per hour is calculated by calculating the deterioration rate per unit time with respect to temperature and humidity. Since temperature, humidity and deterioration rate per hour are calculated in the first step, the deterioration rate calculating formula can do.
도 1은 본 발명의 일실시예에 따른 태양전지모듈 열화율 예측방법에서의 PID 시험조건을 나타낸 도면이고, 도 2는 PID 시험결과를 도시한 그래프이다. 본 실시예에서는 도 1과 같은 조건으로 PID 시험을 수행하고, 온도, 습도 및 시간당 열화율을 획득하고 시간당열화율산출식을 획득하였다. FIG. 1 is a view showing a PID test condition in a method for predicting deterioration rate of a solar cell module according to an embodiment of the present invention, and FIG. 2 is a graph showing a PID test result. In this embodiment, the PID test was performed under the same conditions as in Fig. 1, and the temperature, humidity, and deterioration rate per hour were obtained, and the deterioration rate calculating formula per hour was obtained.
PID 시험은 IEC 62804 draft 방법으로 태양전지모듈과 알루미늄 프레임 사이에 전압을 인가하고, 온도는 60℃, 75℃ 및 85℃, 습도는 45%, 65% 및 85%, 샘플수는 각각 4개씩으로 하여 수행한다. PID 시험을 수행한 결과, 도 2에서와 같이 온도 및 습도에 따른 Pmax를 얻었다. 이하, 태양전지모듈의 모듈온도와 외부온도는 동일한 것으로 가정하고 설명하기로 한다. The PID test was conducted in accordance with the IEC 62804 draft method. The voltage was applied between the solar cell module and the aluminum frame. The temperature was 60 ° C, 75 ° C and 85 ° C, humidity was 45%, 65% and 85% . As a result of PID test, Pmax according to temperature and humidity was obtained as shown in FIG. Hereinafter, it is assumed that the module temperature and the external temperature of the solar cell module are the same.
도 3 및 4는 제1단계에서 PID 시험 결과를 이용하여 획득한 모듈온도 및 습도와 시간당 열화율의 관계를 도시한 그래프들이다. 도 3 및 도 4의 관계를 이용하여 수학식 2의 peck모델 시간당열화율산출식을 다음과 같이 온도와 습도에 관한 식으로 얻을 수 있다. FIGS. 3 and 4 are graphs showing the relationship between module temperature and humidity and deterioration rate per hour obtained using the PID test result in the first step. Using the relations of FIG. 3 and FIG. 4, the degradation rate calculation formula per peck model per hour of equation (2) can be obtained by the equation concerning temperature and humidity as follows.
[수학식 3]&Quot; (3) "
수학식 3의 시간당열화율산출식은 태양전지모듈의 PID 시험을 통한 결과를 이용하여 얻은 식으로, 수학식 3에 기상 환경(온도, 습도, 일사량) 데이터, 스트링 구성 환경까지 고려하여 보정할 필요가 있다. The deterioration rate per hour formula for calculating the deterioration rate per hour in the formula (3) is obtained by using the result of the PID test of the solar cell module. It is necessary to correct the temperature environment (temperature, humidity, have.
제3단계에서는 시간당열화율산출식에 일사량에 따른 전압을 반영하여 보정한다. 즉, 제3단계에서는 제2단계에서 획득한 시간당열화율산출식에 일사량에 따른 전압보정값을 곱하여 하기 식과 같이 보정할 수 있다. In the third step, the voltage according to the solar radiation is reflected on the hourly deterioration rate calculating equation and corrected. That is, in the third step, the degradation rate calculating formula per hour obtained in the second step is multiplied by the voltage correction value according to the solar radiation amount, and can be corrected by the following equation.
[수학식 4]&Quot; (4) "
식 중, Vpid는 태양전지스트링 내에서의 태양전지모듈 및 스트링 끝단 태양전지모듈 프레임의 전압차이고, Voc는 개방전압이다.Where V pid is the voltage difference between the solar cell module and the string-end solar cell module frame within the solar cell string, and V oc is the open-circuit voltage.
전압보정값은 Voc에 대한 Vpid의 비율이고, Voc 및 Vpid는 각각 하기 식으로 나타낼 수 있다. Voltage correction value is the ratio of V pid for the V oc, oc V and V pid may be represented by the following formula, respectively.
[수학식 5]&Quot; (5) "
[수학식 6]&Quot; (6) "
식 중, IL은 일사량이고, I0는 역방향 포화전류이며, Ncell은 태양전지모듈 1개당 태양전지 개수이고, Nmodule은 태양전지스트링 당 직렬연결된 태양전지모듈의 수이며, ε은 Voc에 대한 최대출력시 전압의 비율이다. In the formula, and I L is solar radiation, I 0 is the reverse saturation current, N cell is the solar cell modules per number of solar cells, N module is the number of solar cell modules connected in series each solar cell string, ε is V oc Is the ratio of the maximum output voltage to the output voltage.
제3단계에서 얻은 기상환경데이터 영향을 반영한 시간당열화율산출식에 실제 태양전지모듈이 설치되는 장소의 기상데이터를 적용하면, 태양전지모듈 열화율을 보다 정확하게 얻을 수 있다(제4단계). 기상데이터는 1시간간격에 따른 온도, 습도 및 일사량 데이터이고, 기상데이터를 제3단계에서 획득한 시간당열화율산출식에 적용하면 각 시간에서의 시간당 열화율을 얻을 수 있다. The solar cell module deterioration rate can be obtained more accurately by applying the weather data at the place where the actual solar cell module is installed in the deterioration rate calculating formula that reflects the influence of the weather environment data obtained in the third step (Step 4). The weather data is data of temperature, humidity and irradiation data at intervals of one hour. When the weather data is applied to the thermal degradation rate calculating formula acquired in the third step, the thermal degradation rate per hour at each time can be obtained.
또한, 획득한 시간당 열화율을 합산하면 태양전지모듈의 연간열화율(RD·year)을 다음 식과 같이 획득할 수 있다. In addition, the annual deterioration rate (R D · year ) of the solar cell module can be obtained by adding the obtained deterioration rate per hour as follows.
[수학식 7]&Quot; (7) "
연간열화율로부터 출력저하예상수명(Lifetime)을 다음 식에 따라 산출할 수 있다. From the annual deterioration rate, the expected output lifetime (Lifetime) can be calculated according to the following equation.
[수학식 8]&Quot; (8) "
식 중, x는 출력저하량이다. In the formula, x is the output decrease amount.
예를 들어, 출력저하량이 20%인 경우, 예상수명은 다음과 같이 산출된다. For example, when the output decrease amount is 20%, the expected life time is calculated as follows.
[수학식 9]&Quot; (9) "
도 5는 본 발명에 따라 산출된 시간당열화율산출식을 이용하여 산출된 서로 다른 장소(서울, 아리조나, 마이애미)에서의 연간열화율 및 20%출력저하예상수명을 나타낸 도면이다. 서울의 경우 연간열화율이 3.59%이었으나 서울과 기상조건이 다른 아리조나의 경우 상대습도가 낮은 편이므로 연간열화율은 1.25%로 낮게 나타났다. 반면, 온도는 높고 상대습도가 높은 마이애미의 경우 연간열화율이 10.40%로 높게 산출되었다. 아울러, 20%출력저하예상수명도 아리조나, 서울 및 마이애미의 순으로 나타났다. FIG. 5 is a graph showing annual deterioration rate and expected life of 20% power degradation at different places (Seoul, Arizona, and Miami) calculated using the deterioration rate calculating formula calculated according to the present invention. In the case of Seoul, the yearly deterioration rate was 3.59%, but the relative humidity was lower in Arizona, which is different from that of Seoul, so the annual deterioration rate was 1.25%. On the other hand, in Miami, where the temperature is high and the relative humidity is high, the annual deterioration rate is as high as 10.40%. In addition, life expectancy of 20% power degradation was highest in Arizona, Seoul and Miami.
따라서, 본 발명에 따른 태양전지모듈 열화율 예측방법에서는 태양전지모듈의 초기특성에 따라 열화율을 얻을 수 있는 PID 시험결과를 이용하여 시간당열화율산출식을 산출하고, 실제 기상데이터를 반영하여 시간당열화율산출식을 보정한 후에 시간당열화율산출식을 이용하여 열화율을 얻는 경우 더욱 정확하게 태양전지모듈의 장소에 따라 열화율 및 예상수명을 얻을 수 있다. Therefore, in the method of predicting the deterioration rate of the solar cell module according to the present invention, the deterioration rate calculation formula per hour is calculated using the PID test result that can obtain the degradation rate according to the initial characteristics of the solar cell module, When the deterioration rate is obtained by using the deterioration rate calculating formula per hour after the deterioration rate calculating formula is corrected, the deterioration rate and the expected life can be obtained more accurately depending on the location of the solar cell module.
본 발명의 다른 측면에 따르면, PID 시험으로부터 모듈온도(Tm), 습도(RH), 및 출력값(P)을 획득하여 시간당열화율(RD)을 획득하는 제1단계; 제1단계로부터, 온도 및 습도에 관한 시간당열화율산출식을 획득하는 제2단계; 시간당열화율산출식에 일사량에 따른 전압을 반영하여 보정하는 제3단계; 및 시간당열화율산출식에 온도, 습도 및 일사량을 포함하는 기상데이터를 적용하여 태양전지모듈 열화율을 산출하는 제4단계;를 포함하는 태양전지모듈 열화율 예측방법을 수행할 수 있는 프로그램이 기록된 컴퓨터로 읽을 수 있는 기록매체가 제공된다. 이상 설명한 바와 동일한 내용의 설명은 생략하기로 한다. According to another aspect of the invention, to obtain a module temperature (T m), the humidity (RH), and an output value (P) from the PID test comprising: a first step of obtaining the degradation rate per hour (R D); A second step of obtaining a deterioration rate calculating formula per unit time with respect to temperature and humidity from the first step; A third step of correcting the deterioration rate calculating formula per hour by reflecting the voltage according to the insolation amount; And a fourth step of calculating the degradation rate of the solar cell module by applying the gas-phase data including the temperature, the humidity, and the solar radiation to the degradation rate calculating formula per hour. A computer readable recording medium is provided. The description of the same contents as those described above will be omitted.
본 실시예에 따른 장치와 방법의 기능을 수행하게 하는 컴퓨터 프로그램을 수록한 컴퓨터로 읽을 수 있는 기록매체에도 본 발명의 기술적 사상이 적용될 수 있음은 물론이다. 또한, 본 발명의 다양한 실시예에 따른 기술적 사상은 컴퓨터로 읽을 수 있는 기록매체에 기록된 컴퓨터로 읽을 수 있는 코드 형태로 구현될 수도 있다. 컴퓨터로 읽을 수 있는 기록매체는 컴퓨터에 의해 읽을 수 있고 데이터를 저장할 수 있는 어떤 데이터 저장 장치이더라도 가능하다. 예를 들어, 컴퓨터로 읽을 수 있는 기록매체는 ROM, RAM, CD-ROM, 자기 테이프, 플로피 디스크, 광디스크, 하드 디스크 드라이브, 등이 될 수 있음은 물론이다. 또한, 컴퓨터로 읽을 수 있는 기록매체에 저장된 컴퓨터로 읽을 수 있는 코드 또는 프로그램은 컴퓨터간에 연결된 네트워크를 통해 전송될 수도 있다.It is needless to say that the technical idea of the present invention can also be applied to a computer-readable recording medium having a computer program for performing the functions of the apparatus and method according to the present embodiment. In addition, the technical idea according to various embodiments of the present invention may be embodied in computer-readable code form recorded on a computer-readable recording medium. The computer-readable recording medium is any data storage device that can be read by a computer and can store data. For example, the computer-readable recording medium may be a ROM, a RAM, a CD-ROM, a magnetic tape, a floppy disk, an optical disk, a hard disk drive, or the like. In addition, the computer readable code or program stored in the computer readable recording medium may be transmitted through a network connected between the computers.
이상, 본 발명의 실시예들에 대하여 설명하였으나, 해당 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자라면 특허청구범위에 기재된 본 발명의 사상으로부터 벗어나지 않는 범위 내에서, 구성 요소의 부가, 변경, 삭제 또는 추가 등에 의해 본 발명을 다양하게 수정 및 변경시킬 수 있을 것이며, 이 또한 본 발명의 권리범위 내에 포함된다고 할 것이다.While the present invention has been particularly shown and described with reference to exemplary embodiments thereof, many modifications and changes may be made by those skilled in the art without departing from the spirit and scope of the invention as defined in the appended claims. The present invention can be variously modified and changed by those skilled in the art, and it is also within the scope of the present invention.
Claims (8)
상기 제1단계로부터, 온도 및 습도에 관한 시간당열화율산출식을 획득하는 제2단계;
상기 시간당열화율산출식에 일사량에 따른 전압을 반영하여 보정하는 제3단계; 및
상기 시간당열화율산출식에 온도, 습도 및 일사량을 포함하는 기상데이터를 적용하여 태양전지모듈 열화율을 산출하는 제4단계;를 포함하는 태양전지모듈 열화율 예측방법. A first step of acquiring the module temperature ( Tm ), the humidity (RH), and the output value (P) from the PID test to obtain the deterioration rate (R D ) per hour;
A second step of obtaining a deterioration rate calculating formula per unit time with respect to temperature and humidity from the first step;
A third step of correcting the deterioration rate calculating formula per hour by reflecting the voltage according to the insolation amount; And
And a fourth step of calculating the deterioration rate of the solar cell module by applying the gas-phase data including the temperature, the humidity and the irradiation amount to the degradation rate calculating formula per unit time.
상기 PID 시험은 태양전지모듈에 96시간 동안 1,000V의 전압을 인가하면서 온도 및 습도를 변화시켜 수행되는 것을 특징으로 하는 태양전지모듈 열화율 예측방법. The method according to claim 1,
Wherein the PID test is performed by varying temperature and humidity while applying a voltage of 1,000V to the solar cell module for 96 hours.
상기 시간당열화율산출식은 peck모델에 따른 하기 식인 것을 특징으로 하는 태양전지모듈 열화율 예측방법:
상기 식 중, Tm은 모듈온도이고, RH는 습도이고, Ea는 활성화에너지이고, k는 볼츠만 상수이고, A는 상수이며, n은 상수이다.The method according to claim 1,
Wherein the degradation rate calculating formula per unit time is a formula according to a peck model:
Where T m is the module temperature, RH is the humidity, E a is the activation energy, k is the Boltzmann constant, A is the constant, and n is the constant.
상기 제3단계는 상기 제2단계에서 획득한 시간당열화율산출식에 일사량에 따른 전압보정값을 곱하여 하기 식과 같이 보정하는 것을 특징으로 하는 태양전지모듈 열화율 예측방법:
상기 식 중, Vpid는 태양전지스트링 내에서의 태양전지모듈 및 스트링 끝단 태양전지모듈 프레임의 전압차이고, Voc는 개방전압이다.The method of claim 3,
Wherein the third step is a step of correcting the degradation rate per unit time obtained in the second step by multiplying the voltage correction value according to the solar radiation amount by the following formula,
Where V pid is the voltage difference between the solar cell module and the string-end solar cell module frame within the solar cell string, and V oc is the open-circuit voltage.
상기 전압보정값은 Voc에 대한 Vpid의 비율이고, Voc 및 Vpid는 각각 하기 식으로 나타낼 수 있는 것을 특징으로 하는 태양전지모듈 열화율 예측방법:
상기 식 중, IL은 일사량이고, I0는 역방향 포화전류이며, Ncell은 태양전지모듈 1개당 태양전지 개수이고, Nmodule은 태양전지스트링 당 직렬연결된 태양전지모듈의 수이며, ε은 Voc에 대한 최대출력시 전압의 비율이다. The method of claim 4,
Wherein the voltage correction value is a ratio of V pid to V oc, and V oc and V pid can be expressed by the following equations, respectively:
Where I L is the solar radiation amount, I 0 is the reverse saturation current, N cell is the number of solar cells per solar cell module , N module is the number of solar cell modules connected in series per solar cell string, It is the ratio of the maximum output voltage to oc .
상기 제3단계에서 보정된 시간당열화율산출식을 이용하여 태양전지모듈의 연간열화율(RD·year)을 하기 식에 따라 산출하는 단계;를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 태양전지모듈 열화율 예측방법:
Calculating a deterioration rate (R D · year ) of the solar cell module according to the following formula using the deterioration rate calculating formula per unit time corrected in the third step: Forecast method:
상기 연간열화율을 이용하여 출력저하예상수명(Lifetime)을 하기 식에 따라 산출하는 단계;를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 태양전지모듈 열화율 예측방법:
상기 식 중, x는 출력저하량이다.The method of claim 6,
And estimating an output degradation lifetime using the annual deterioration rate according to the following equation: < EMI ID =
In the above equation, x is the output decrease amount.
상기 제1단계로부터, 온도 및 습도에 관한 시간당열화율산출식을 획득하는 제2단계;
상기 시간당열화율산출식에 일사량에 따른 전압을 반영하여 보정하는 제3단계; 및
상기 시간당열화율산출식에 온도, 습도 및 일사량을 포함하는 기상데이터를 적용하여 태양전지모듈 열화율을 산출하는 제4단계;를 포함하는 태양전지모듈 열화율 예측방법을 수행할 수 있는 프로그램이 기록된 컴퓨터로 읽을 수 있는 기록매체.A first step of acquiring the module temperature ( Tm ), the humidity (RH), and the output value (P) from the PID test to obtain the deterioration rate (R D ) per hour;
A second step of obtaining a deterioration rate calculating formula per unit time with respect to temperature and humidity from the first step;
A third step of correcting the deterioration rate calculating formula per hour by reflecting the voltage according to the insolation amount; And
And a fourth step of calculating the deterioration rate of the solar cell module by applying the vapor phase data including the temperature, the humidity and the solar radiation to the degradation rate calculating formula per unit time, Readable recording medium.
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