如何增加太陽能系統的發電收益 NEW!

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太陽能光電系統主要由三部分構成，如下圖分別為 (1)太陽能模組 (2)太陽能光電轉換器 (3)交流公用電網，可知太陽能模組產生最大的直流能量，則太陽能系統有最大的輸入功率。而太陽能光電轉換器主要由兩部分構成，分別為 (1)最大功率追蹤(Maximum Power Point Tracker, MPPT)與 (2)直流轉交流轉換器(DC/AC Inverter)。能量轉換部分，太陽的光能傳送至太陽能模組後產生直流能量，太陽能模組連接至 MPPT，並由 MPPT 控制太陽能模組工作於最大功率點，太陽能模組輸入的直流能量傳送至 DC/AC Inverter，再由 DC/AC Inverter 轉換成交流能量以提供交流公用電網，以提供交流公用電網的交流能量產生發電收益。因此，若太陽能光電轉換器於相同太陽能模組與相同太陽光照度下，能夠隨時都控制太陽能模組產生最大的直流能量，則代表能增加太陽能系統的發電收益。本文主要說明太陽能模組相同條件產生最大能量的方法，以及實際應用上，能於自然界光線不穩定特徵下仍能達成此目的之方法。

太陽能模組相同條件產生最大能量的方法，最常見的法則為擾動觀察法 (P&O MPPT method)，概念可以用下圖的太陽能模組 P-V Curve 做說明。目的是讓太陽能模組工作在最大功率點，當太陽能模組電壓為 VMP 則太陽能模組功率為 PMP，也能控制太陽能模組產生最大的直流能量。概念上，太陽能模組 P-V Curve 可由最大功率點為中點切為兩部分，最大功率點左邊屬於若電壓增加則功率增加，最大功率點右邊屬於電壓降低則功率增加。因此，由下圖可知，若光線穩定下可以歸納幾個結論

  • 若擾動電壓增加後觀察到功率增加，代表再維持相同增加電壓方向擾動後預期會使功率再增加，除非跨越最大功率點到另一邊
  • 若擾動電壓減少後觀察到功率增加，代表再維持相同減少電壓方向擾動後預期會使功率再增加，除非跨越最大功率點到另一邊
  • 歸納上述兩點，若擾動電壓後觀察到功率增加，則若維持相同電壓擾動方向也預期會使功率再增加，除非跨越最大功率點到另一邊後則會觀察到功率減少，但此狀況，可預期調整為相反電壓擾動方向後，會讓功率改朝增加的趨勢

因此，擾動觀察法的精神，主要擾動太陽能模組電壓，判斷擾動後造成太陽能模組功率增加或減少，若功率增加則再維持相同電壓方向擾動，若功率降低則再朝相反電壓方向擾動。依此原則，若電壓位於最大功率點左邊則會持續逐步增加電壓並朝最大功率點移動，若電壓位於最大功率點右邊則會持續逐步降低電壓並朝最大功率點移動，若跨越最大功率點則會發現功率降低則再朝相反電壓方向擾動，若接近最大功率點則會持續在 MPP 的左右兩邊輪流晃動，使太陽能模組電壓接近 VMP 且功率接近 PMP。

擾動觀察法以擾動太陽能模組電壓為手段，以擾動後造成太陽能模組功率增加或減少為判斷，若功率增加則再維持相同電壓方向擾動，若功率減少則朝相反電壓方向擾動，實際範例可用下圖說明。

  1. 太陽能光電轉換器於並網發電前，工作於 VOC 且太陽能模組功率為零，並網發電後降低太陽能模組電壓並使功率為P1，由於 P1 大於零，功率增加則再維持相同電壓方向擾動。
  2. 下一步維持相同電壓方向朝降低太陽能模組電壓擾動使功率為 P2，由於 P2 大於 P1，功率增加則再維持相同電壓方向擾動。
  3. 下一步維持相同電壓方向朝降低太陽能模組電壓擾動使功率為 P3，由於 P3 大於 P2，功率增加則再維持相同電壓方向擾動。
  4. 同上述 (2)-(3)，維持相同電壓方向，逐步朝降低太陽能模組電壓擾動使功率為 P6
  5. 下一步維持相同電壓方向朝降低太陽能模組電壓擾動使功率為 P7，由於跨越最大功率點使 P7 小於 P6，後續朝相反電壓方向擾動。
  6. 下一步改為相反電壓方向朝增加太陽能模組電壓擾動使功率為 P8，由於 P8 大於 P7，功率增加則再維持相同電壓方向擾動。
  7. 下一步維持相同電壓方向朝增加太陽能模組電壓擾動使功率為 P9，由於跨越最大功率點使 P9 小於 P8，後續朝相反電壓方向擾動。
  8. 下一步改為相反電壓方向朝降低太陽能模組電壓擾動使功率為 P10，由於 P10 大於 P9，功率增加則再維持相同電壓方向擾動。
  9. 下一步維持相同電壓方向朝降低太陽能模組電壓擾動使功率為 P11，由於跨越最大功率點使 P11 小於 P10，後續朝相反電壓方向擾動。
  10. 同上述 (5)-(9)，若功率增加則再維持相同電壓方向擾動，若功率增加則朝相反電壓方向擾動，若跨越最大功率點則會發現功率降低則再朝相反電壓方向擾動，持續在最大功率點 MPP 的左右兩邊輪流晃動，使太陽能模組電壓接近 VMP 且功率接近 PMP

由上述可知，擾動觀察法以擾動太陽能模組電壓為手段，以擾動後造成太陽能模組功率增加或減少為判斷，可以在光線穩定下，太陽能模組電壓接近 VMP 且功率接近 PMP。但是，自然界光線不穩定非定值，在實際應用的真實世界上，擾動觀察法對光線穩定的假設，就有可能造成太陽能模組遠離最大功率點。

真實世界中，光線穩定的假設不存在，光照強度最主要被正對太陽位置的雲層所降低，因雲層為不規律且影響雲層位置的風速也不規律，雲層可造成光照強度增加或減少，影響太陽能模組功率增加或減少，而傳統方式只考量以下兩個原則，假設只有擾動電壓會影響太陽能模組功率，當光照強度影響太陽能模組功率時，傳統方式會因忽略天候對功率的影響而誤判朝錯誤方向擾動

(1)   若擾動電壓後觀察到太陽能模組功率增加，則後續維持相同電壓方向擾動

(2)   若擾動電壓後觀察到太陽能模組功率減少，則後續變更為相反電壓方向擾動

傳統最大功率追蹤方式誤判範例，以下圖說明，假設P1起始擾動的方向維朝左，太陽能模組功率分別為P1、P2、P3、P4 與 P5，當下光照強度分別 200、400、600、800 與 1000，由 P1 擾動電壓到 P2 後觀察到太陽能模組功率增加，則後續維持相同電壓方向擾動，但實際上方向錯誤是朝遠離最大功率點的錯誤方向，錯誤原因為光照強度增加使傳統法則方式誤判為追蹤方向正確。相同道理，P3、P4 與 P5 都因光照強度增加使功率增加，造成傳統法則方式誤判為追蹤方向正確，太陽能模組功率分別為P5時，因追蹤方向持續錯誤，工作點已經到遠低於 PMP 的 P5，太陽能模組功率在重新追蹤到正確 PMP 前仍持續低於最大功率，也等同降低太陽能系統的發電收益。

國際規範 BS EN 50530 考量上述會降低太陽能系統發電收益的因素 [1]，規範多種光照強度變化的測試條件，測試範例如下圖。新望產品以改良傳統最大功率追蹤方式的控制邏輯，觀測並預估光照強度變化，無論太陽能模組屬於光照強度固定或變化條件，都可以準確追蹤最大功率點。

也因為新望產品最大功率追蹤的改善控制邏輯，無論於光照強度固定或變化條件都可準確追蹤最大功率點，也代表在真實世界的實際應用，無論於任何光照強度條件，都可以增加太陽能系統發電收益。

參考資料

[1] BS EN 50530-2010, Overall efficiency of grid connected photovoltaic inverters

為何 DC Switch 切離後仍然有電流?

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DC Switch 目的為將太陽能模組跟光電系統切離，切離後太陽能光電系統停止工作，太陽能模組應該工作於開路電壓，此時用電流勾表量測 PV1(+)、PV1(-)、PV2(+)或PV2(-)不應該有任何電流。但是，維護太陽能光電系統時常發現 DC Switch 切離後仍然有電流，難免會有疑惑，這現象合理嗎?發生的原因是什麼?後續應該如何處理?

除了直流接線箱，太陽能光電轉換器內建的 DC Switch 也是相同功用，此 DC Switch 切離後仍有電流也會產生相同疑惑。

太陽能模組簡化模型主要包含兩部分，其一短路電流為正比例於光照強度的電流源，另一為並聯之寄生二極體。DC Switch 切離後，所有短路電流通往寄生二極體，太陽能模組的電壓為開路電壓，DC Switch 導通後由負載 VR 的電流決定其電壓，同理也由太陽能模組的電壓決定其輸出電流，調整負載可以使太陽能模組工作於下圖綠線的 I-V Curve 不同位置。DC Switch 切離後太陽能模組應工作於開路電壓，換句話說，若電流勾表量測到太陽能模組電流存在，則代表太陽能模組並非工作於開路電壓。

DC Switch 切離後，太陽能模組並非工作於開路電壓的可能性，其一為並聯組串的太陽能板片數不同，下圖為例，組串 1 為兩片太陽能模組串聯，組串 2 為單片太陽能模組，組串 1 與組串 2 因並聯而電壓相同。DC Switch 切離後組串 1 電流灌往組串 2 之寄生二極體，使組串 2 的總電壓接近但略高於開路電壓，並使組串 1 都兩片太陽能模組都工作接近開路電壓的一半。由下圖可知，此時組串 1 電壓介於數值介於短路與最大功率點間，若以電流勾表量測太陽能模組電流，則數值介於當時日照的短路電流與最大功率點電流間。

此類 DC Switch 切離後的環流，較常發現於新建置案場，起因通常設計圖或施工不慎造成並聯組串的太陽能板片數不同。已運轉一段時間的案場發現類似現象，起因通常在太陽能模組接線盒內的旁路二極體因損壞而短路，旁路二極體短路造成太陽能模組電壓降低，造成片數相同的組串卻實際電壓不同。

 

DC Switch 切離後，太陽能模組並非工作於開路電壓的另一可能性 MC4 公母頭不慎打反。太陽能模組接線盒內的旁路二極體使其輸出電壓最低為零，以下圖為例，組串 2 接反造成組串 1 的電流通過組串 2 的旁路二極體，且造成組串 2 的電流通過組串 1 的旁路二極體，使組串 1 與組串 2 的輸出電壓都接近零，也使組串 1 與組串 2 的輸出為短路電流，無論 DC Switch 切離與否。

DC Switch 切離後的環流，無論起因屬於並聯組串的太陽能模組片數不同，或是太陽能模組接線盒內的旁路二極體因損壞而短路，或是太陽能模組施工造成組串接反，此切離後環流的共同原因為兩者

  • 組串並聯前電壓不相同
  • 組串並聯後迫使電壓相同，造成太陽能模組並非工作於開路電壓

除了直流接線箱，太陽能光電轉換器內建的 DC Switch 也是相同功用，以新望公司的產品 PV-22000S-U 電氣方塊圖為例做說明，太陽能模組 MC4 公母頭插入 PV-22000S-U 後，無論 DC Switch 切離與否都會持續將組串並聯，也因此，上述組串並聯前電壓不相同，因太陽能模組插入太陽能光電轉換器後產生之環流，即使 DC Switch 切離也會持續存在。

此類 DC Switch 切離後仍存在的環流，發生原因為組串並聯前電壓不相同，且組串並聯後迫使太陽能模組電壓相同造成非工作於開路電壓，建議以下方式預防發生

  • 新建案施工時，MC4 插到逆變器前確實用電表量測，並且，必須同時確認電壓數值跟電壓極性正負號都正確，兩者都正確後，才能把 MC4 插入逆變器
  • 直流接線箱進行組串並聯，也必須確實用電表量測，做前項的相同確認
  • 案場驗收時，於 AC NFB 切 OFF 且逆變器內建 DC Switch 切 OFF 的條件下，用電流勾表量直流配線，確認無異常電流
  • 無論直流接線箱或太陽能光電轉換器，DC Switch 切 OFF 直流配線仍有異常電流，應屬並聯組串的太陽能模組片數不同，或是太陽能模組接線盒內的旁路二極體因損壞而短路，或是太陽能模組施工造成組串接反；此類異常必須等到夜晚或天亮前到案場，用電流勾表量測 MC4 接無電流狀況下拔開，以避免拉 MC4 時產生直流電弧造成接頭損壞，若時間上不允許，盡可能在光線較弱的時候在靠近太陽能模組側把線路剪斷
  • 避免太陽能模組本體異常或接線盒內的旁路二極體因損壞而短路，建議將 DC Switch 切 OFF 後用電流勾表量直流配線，作為定期巡檢項目之一
  • 避免直流電弧與太陽能光電系統關機流程建議，可以參考相關說明 [1]

參考資料 [1] 

https://primevolt.com.tw/太陽能光電系統關機流程建議/

 

太陽能光電系統關機流程建議

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太陽能光電系統如何完成關機流程，是用戶最頻繁詢問的疑惑。在整個系統中，可由交流配電盤 NFB 切離 AC 側，也可由太陽能光電變流器所附的直流開關切離 DC 側，或由直流接線箱切離 DC 側，而直流接線箱又包含直流開關跟直流保險絲兩種方式切離。在這麼多切離的選項中，使用者難免疑惑，最合理的先後順序是哪種?

太陽光電系統架構圖

太陽光電系統架構圖

安全是所有考量中第一優先，其中最重要的安全考量是直流電弧。直流電弧特徵為電壓與電流恆正，切離時無電弧最脆弱的是零電壓與零電流點，而太陽能板屬於電流源，切離過程仍持續提供電流，因此切離過程可能伴隨直流電弧與其延燒現象，也可查閱在網路上分享的實際太陽能板電弧測試資料 [1]。

電弧現象

電弧現象

相較之下，交流電特徵為有正負電壓，切離過程具有電弧最脆弱的零電壓與零電流點，因此拉斷電弧的交流側，屬於優先切離的首選。另一方面，交流配電盤的 NFB 切離後，太陽能光電變流器無法將太陽能模組的能量轉換至公共電網，正常情況下太陽能模組會工作於零電流開路電壓，進而使直流電弧消失。因此，建議關機流程的首要步驟為切離交流配電盤的 NFB。

在後續關機流程中，選項還包含太陽能光電變流器所附的直流開關與直流接線箱兩種。直流接線箱通常裝置於戶外，長期暴露於灰塵、濕氣、積水、昆蟲、蜘蛛網等異物環境中，可能造成內部直流開關材質與消弧能力降低。相較之下，太陽能光電變流器屬於防水防塵設計，只要在施工期間防水措施有妥善施作，被上述異物降低消弧能力的機率較小。因此建議先觀察太陽能光電變流器內部是否有灰塵、濕氣、積水、昆蟲、蜘蛛網等異物，如未觀測到上述異常，則可先切離太陽能光電變流器所附的直流開關。但若有類似下圖之類的內部汙染疑慮，則可能因異物汙染而降低直流開關消弧能力，需要改為由直流接線箱先切離。

變流器內部遭受汙染

變流器內部遭受汙染

直流接線箱又包含直流開關跟直流保險絲兩種切離模式。考量到直流保險絲不具備消弧能力，原則上要由直流開關來切離。然而，切離直流開關必須注意兩方面：首先，若直流接線箱內部以可觀察到灰塵、濕氣、積水、昆蟲、蜘蛛網等異物，長期使用都有可能造成內部直流開關材質與消弧能力降低，不建議在電流未消失的條件下切離。其次，若直流開關採用上下方向切離型式[2]，因不是由直流開關內部的彈簧控制 90 度開關動作的消弧速度，而是由手拉控制消弧的速度，實際切離伴隨電弧延燒的機率極高，可參考資料[2]網路分享的實際太陽能板電弧測試。

安全是所有考量中的首要優先，直流電弧為太陽能光電系統關機順序的重要安全考量，基於上述說明，以下是關機前的建議：

  1. 太陽能光電系統關機前，建議攜帶滅火器、防燙手套、直流電流勾表跟鉗子。
  2. 正常關機的切離順序為：(1)切離交流配電盤的NFB (2)切離太陽能光電變流器所附的直流開關 (3)切離直流接線箱內的直流開關。然而，考量到可能線路或設備損壞，造成太陽能板工作於短路電流，若有以下幾種狀況，在切離直流前，必須先用直流電流勾表確認電流是否為零：
  • 若直流配線的MC公母頭打反，造成插到太陽能光電變流器的直流電壓相反，即使將太陽能光電變流器所附的直流開關切離仍可能產生短路環流，此類異常於新案場建置初期發生機率較高，建議待太陽下山後夜間光線降低，用直流電流勾表確認太陽能板電流為零後，再切離或拔開MC4接頭以避免直流電弧風險
  • 若太陽能光電變流器內部觀察到異常灰塵、濕氣、積水、昆蟲、蜘蛛網等異物，有汙染而降低直流開關消弧能力疑慮，則不應由太陽能光電變流器所附的直流開關切離
  • 若直流接線箱內部觀察到異常灰塵、濕氣、積水、昆蟲、蜘蛛網等異物，有汙染而降低直流開關消弧能力疑慮，則不應由此直流開關切離
  • 若直流接線箱內的直流開關採用上下方向切離型式，而非 90 度方向切離型式，則不應由此直流開關切離
  • 直流接線箱內直流保險絲不具備消弧能力，不應由此切離
  • 若有以上特殊狀況，建議直流電流勾表量測值為零前不要進行切離，待太陽下山後再行切離，若有不得已因素必須切離，建議先備好滅火器、防燙手套跟鉗子
  1. 電弧屬於高溫且帶電物質，應遠離以保持安全。若直流開關切離過程發生電弧且有隔離工具，如防燙手套跟轉開關的鉗子，應迅速以此隔離工具並將直流開關再切回導通位置，有機率可因再次導通而消弧。
  2. 若已引發高溫電弧對絕緣皮的延燒擴散，滅火器無法達成降溫滅火，須用鉗子將太陽能板源頭的線路剪斷，讓直流電弧因電流為零而消失，可降低電弧延燒擴散的風險。

參考資料

[1]https://www.youtube.com/watch?v=S9a2oPCIMr0 , DC Solar Array – Arc fault demonstration.

[2]https://www.youtube.com/watch?v=EJC6wKir_Lo , Do not use this type of DC Isolator for your solar power system array! I explain why they catch fire.