光伏组件积灰特性及其透射衰减规律研究

王胜捷，田 瑞，郭 枭，邱云峰，白炳林，闫素英，史志国

光伏组件积灰特性及其透射衰减规律研究

王胜捷1,2，田 瑞1,2，郭 枭1,2※，邱云峰1，白炳林1，闫素英1,2，史志国1,2

（1. 内蒙古工业大学能源与动力工程学院，呼和浩特 010051；2. 内蒙古自治区可再生能源重点实验室，呼和浩特 010051）

该文以呼和浩特城区的倾斜玻璃板和光伏组件为积灰载体，测试并分析了积灰颗粒的粒径分布、形貌特征及元素组成，研究了太阳入射角与太阳总辐照度变化方向对透射衰减率的影响规律，计算了不同积灰量下由积灰引起的日平均总透射衰减率。研究表明：呼和浩特城区光伏组件积灰颗粒的体积平均径为23.10m，粉砂质量分数约为72.77%；积灰量分别为2.75、4.59、5.86 g/m2时，积灰引起的日平均总透射衰减率分别为1.29%、3.42%、4.71%；太阳总辐照度增时段，总衰减率随太阳入射角以类线性趋势正相关变化。太阳总辐照度减时段，总衰减率随太阳入射角以微小幅度先减小再增大，当太阳入射角增至60°时，总衰减率开始线性增大；总衰减率最小值所对应的太阳总辐照度比峰值小168 W/m2，对应的太阳入射角比最小值小25.5°。该研究可指导呼和浩特城区光伏发电系统除尘方式的选取及除尘周期的预设。

光伏组件；辐射；积灰；粒径分布；形貌；元素组成；透射衰减率

0 引 言

目前，光伏发电已大规模应用在了中国的电力生产过程，对中国的节能减排及国民生产起到了积极的促进作用[1-2]。提高光电转换效率是改善光伏发电系统经济性的主要手段之一[3-5]，光伏组件玻璃盖板的透射率是影响其光电转换效率的关键因素，而自然积尘是衰减太阳辐射透过率的主要外界因素，故研究积灰后光伏组件透射衰减规律及积灰颗粒特性具有重要意义[6-7]。

国内外相关学者针对不同研究对象，采用合理的研究手段对光伏组件积灰现象进行了诸多研究，研究主要集中在积灰来源、积灰粒径、不同积灰天数下的积灰量[7-11]、积灰对光伏组件透射率或输出功率的衰减规律、积灰量对光伏组件转换效率[12-14]的影响等方面。同时在光伏组件除尘装置[15-18]及除尘策略[19-20]方面也开展了较多研究。但未见积灰量、太阳入射角、倾斜面太阳总辐照度变化方向对积灰透射衰减率影响规律的研究，也未见对光伏组件积灰颗粒粒径、形貌及元素组成的综合性研究。冯志诚[21]在呼和浩特地区测试了积灰对光伏组件输出功率的影响程度，研究结果表明：水平面上沉积30和40 d灰尘时，玻璃的平均透射率分别衰减了21.8%、45.5%。积灰量为5.65 g/m2时，光伏组件输出功率衰减15.2%。李练兵等[22]利用MATLAB软件，通过数值模拟的方法拟合出了光伏组件光电转换效率（1 000 W/m2、25 ℃）与积灰密度间的函数关系式，拟合结果为=-54.89-0.0591+62.94。陈东兵[23]等对蚌埠地区2 MW的非晶硅光伏电站进行了积灰天数对输出效率的影响研究，研究结果表明：积灰20 d可使输出效率降低24％。尤鸿艽等[24]研究了特变电工哈密863实验电站中光伏组件的积灰规律，研究结果表明：光伏组件玻璃盖板的透光率和最大输出功率随积灰量呈正相关变化。Garg[25]在印度Roorkee地区对安装倾角为45°的光伏组件进行了积尘遮挡试验，研究显示：积灰10 d后光伏组件玻璃盖板的平均透射率降低8％。Klugmann[26]在波兰对光伏组件进行了自然积灰试验，研究结果表明：光伏组件光电转换效率随积灰量以正相关线性关系变化。高德东等[27]对格尔木荒漠地区的灰尘粒径进行了测量，结果显示：该地区的灰尘粒径范围为0.252～141.589m，绝大多数灰尘颗粒的粒径小于100m，光伏组件相对发电效率与积灰量近似呈指数关系。Kaldellis等[28]认为积灰对光伏组件发电效率的影响程度由灰尘特性决定，灰尘的成分、粒径、形貌都会影响光电转化效率。

本文通过试验研究的方法，研究了呼和浩特城区光伏组件积灰颗粒的形貌、元素组成及粒径分布，研究了太阳入射角与太阳总辐照度变化方向对积灰透射衰减率的影响规律，定量计算了不同积灰量下的日平均积灰透射衰减率。本研究对光伏阵列除尘过程具有重要的指导意义。

1 理论计算模型

1.1 光伏组件受光面太阳入射角计算模型

光伏组件受光面太阳入射角是太阳入射光束与光伏组件受光面法线间的夹角，该角度随日期及时间以一定规律变化。可由式（1）～式（9）[29]计算得到：

式中为光伏组件受光面太阳入射角，°；z为太阳天顶角，由式（2）计算得到，°；为光伏组件安装倾角，°；s为太阳方位角，由式（3）计算得到，°；为光伏组件受光面法向相对水平面正南向的方位角，南偏西为正，°。

式中为太阳赤纬角，由式（4）计算得到，°；为当地纬度，°；为太阳时角，可由式（5）计算得到，°。s为太阳高度角，由式（6）计算得到，°。

当sin＞0时，s=-s。

式中为日期序号，指一年中的第天，每年1月1日的为1。

式中AST为太阳时，可由式（7）计算得到，min。

式中LST为当地标准时，min；ET为修正值，可由式（8）计算得到，min；ST为标准时计量点处的经度，min；LL为当地经度，东经取正，西经取负。

其中可由式（9）计算得到。

1.2 太阳总辐照度透射衰减率计算模型

将某一物质对倾斜面太阳总辐照度的衰减程度定义为透射衰减率。假设在积灰玻璃下部安装个同倾角的太阳总辐射表，用于监测太阳光线透过积灰玻璃与灰尘颗粒后的平均太阳总辐照度。积灰玻璃上部安装1个同倾角的太阳总辐射表，用于监测积灰玻璃的入射太阳总辐照度。因物体对太阳总辐照度的衰减由吸收和反射引起，积灰光伏组件光伏电池之上的覆盖物体包括积灰玻璃和积灰，故积灰后光伏组件的透射衰减率等于积灰的透射衰减率和积灰玻璃的透射衰减率之和，透射衰减率和透射率之和为1。总透射率等于光伏电池覆盖物之下和之上的太阳总辐照度之比，当清除光伏组件表面积灰后，可消除积灰对太阳总辐照度的衰减，此时的玻璃透射率等于总透射率。因此，积灰对太阳总辐照度衰减率可由式（10）～（12）计算得出：

式中灰为积灰透射衰减率，%；玻璃为积灰玻璃透射衰减率，由式（11）确定，%；总为玻璃积灰后对太阳总辐照度的总衰减率，由式（12）确定，%；

式中G为清洁状态下积灰玻璃下部的太阳总辐射表测量值，W/m2；+1为积灰玻璃上部的太阳总辐射表测量值，W/m2。

2 测试系统与试验方案

2.1 测试系统

测试地区选为呼和浩特城区，如图1所示，测试系统由积灰透射率衰减模块、积灰量测试模块、积灰收集模块及数据采集和供电模块4部分组成。因测试地点位于北半球，且考虑全年综合效率的光伏组件最佳安装倾角近似等于当地纬度，故整个系统在测试过程中朝向正南，积灰透射率测试玻璃（350 mm×280 mm）、积灰量测试玻璃（130 mm×110 mm）、光伏组件（340 mm×280 mm）及太阳总辐射表均倾斜40.48°（呼和浩特城区纬度）安装。

积灰透射率衰减模块由倾斜安装的积灰透射衰减率测试玻璃、上部太阳总辐射表、下部太阳总辐射表及防反射凹槽组成。积尘透射衰减率测试玻璃为普通白玻璃，用于模拟光伏组件的玻璃盖板，是自然状态下灰尘沉积的载体，有效积灰面积为0.098 0 m2。上部太阳总辐射表用于监测入射至积灰玻璃上表面的太阳总辐照度。下部太阳总辐射表用于监测经积灰透射衰减率测试玻璃及积灰衰减后的太阳总辐照度。防反射凹槽用于安装下部太阳总辐射表，其内部喷涂黑色选择性吸收涂层（吸收率大于0.94），可消除因反射而产生的测量误差，同时设置对流通风口，可保证各太阳总辐射表的测试环境基本一致。

积灰量测试模块由普通白玻璃及其托盘组成，普通白玻璃质量为117.942 6 g，有效积灰面积为0.014 3 m2。托盘用于支撑并固定普通白玻璃。

积灰收集模块由两块规格相同的光伏组件组成，光伏组件输出功率均为12 W，开路电压均为21.5 V，短路电流均为1.01 A。其中一块用于每日收集积灰（积灰收集光伏组件），同时可与另一块光伏组件（持续积灰光伏组件）进行对比，以实时观察积灰程度。所收集积灰用于研究试验区域积灰颗粒的形貌、主成分及粒径分布规律。

数据采集及供电模块由数据采集装置和供电电源组成，安装于一个长方体形状的防尘防水控制箱内，控制箱布置于其他各模块的下部。数据采集模块为CR1000测量与控制模块。供电电源由220 V供电电源及交-直流转换器组成，可输出12 V直流电。

注：图1b: 1.下部太阳总辐射表；2.积灰透射衰减率测试玻璃；3.持续积灰光伏组件；4.积灰量测试玻璃；5.数据采集及供电箱；6.上部太阳总辐射表；7.积灰收集光伏组件。图1c: 1.积灰收集光伏组件；2.上部太阳总辐射表；3.积灰衰减率测试玻璃；4.积灰量测试玻璃；5.下部太阳总辐射表 1；6.下部太阳总辐射表2；7.下部太阳总辐射表3；8.CR1000数据采集器；9.供电电源。

2.2 仪器及仪表

本研究所用到的仪器及仪表主要有LI-200X太阳总辐射表、电子天平、CR1000测量与控制模块、激光粒度分析仪及扫描电镜。其中，LI-200X太阳总辐射表使用硅光电探测器测量太阳总辐照度，其稳定性小于±2%/a，响应时间为10s，精度为±3%，灵敏度为0.2 （kW/m）/mV。电子天平型号为CP114，由奥豪斯仪器有限公司制造，量程为0.01～110 g，分度值为0.000 1 g。CR1000测量与控制模块可进行精确测量，-25～50 ℃范围内的精度为±0.2%（读数+偏移），采样速率为10 s/次，测量结果取1 min平均值。激光粒度分析仪型号为BT-2003，由丹东百特仪器有限公司制造，测量的粒径范围为0.04～1 000m。扫描电镜为能谱版飞纳（Phenom）台式扫描电镜，具有表面成像和元素分析功能，能谱仪EDS能准确进行样品表面元素的定性和定量分析，放大倍数为20～45 000倍，分辨率优于25 nm。

2.3 测试方案

将测试系统安装于呼和浩特城区某建筑楼顶的无遮挡区域，可确保全天候监测有效太阳总辐照度，并保证系统运行于自然积灰状态。呼和浩特地区具有夏季降雨量集中、春秋季沙尘暴频发、冬季严寒的气候特点。夏季降雨量频发且集中，故5月之后灰尘的沉积状态及累积量不易控制。风速及沙尘流动量在春秋季的变化幅度大，使得积灰量不易控制，同时受大风速影响，测试条件也不易控制。呼和浩特城区供暖期为10月15日～次年4月15日，当前供暖期燃煤锅炉运行时将产生大量烟尘，致使城区的灰尘成分发生极大变化，考虑当前的节能环保压力，燃煤锅炉将在短期内被关停或替换，故研究当前冬季的灰尘成分并无实际意义。综上，将测试期选为降雨量相对较少、风速波动幅度相对较小、大型沙尘暴不易发及非供暖期的5月，既能较好的控制测试条件，也能保证较高的测试精度，又因呼和浩特城区光伏电站的规定清扫周期为15 d，故将测试时段选为5月5日—5月20日。而风速对积灰成分的影响并不大，只要能实现不同的积灰量测试工况，并选取多个相似的太阳总辐照度分布测试日，即可获得具有普遍性的结论。本文的研究对象为呼和浩特城区光伏组件表面的积灰，主要研究积灰粒径、形貌、主成分及对光伏组件透射率的影响规律，以下为本研究具体的测试方案及流程。

2.3.1 积灰特征分析

1）样品采集：2019年5月5日—5月20日期间，在光伏组件表面采集积灰样品。如图2所示，积灰采集过程中，先将灰尘收纳盒放置于积灰收集光伏组件的下部边缘之下，再分2～3次使用小毛刷将积灰缓慢刮入积灰收纳盒。

1.质地柔软的清洁小毛刷 2.积灰收集光伏组件（右侧积灰已被清除） 3. 积灰收纳盒（盒内部为已收集的积灰）

2）粒径分析：用激光粒度分析仪进行粒度测定，选取水为介质，使用粒度分析仪自带软件获得分析报告，重复测定3次，使得重复测量误差小于2%，测试结果取3次平均值，最后依据测试报告并使用图像处理软件Potoshop获得测试结果曲线；

3）形貌及组成元素分析：用能谱版扫描电镜进行形貌特征与元素组成分析，放大倍数选为5 000X。测试时，取适量积灰样品粘附于1 cm×1 cm导电胶上后粘于样品台，喷金后进行电镜及能谱分析。使用扫描电镜自带的软件进行元素分析，取3个具有差异的样点分别进行元素组成分析，最后利用Excle软件得出元素分布柱状图。

2.3.2 太阳总辐照度透射衰减率测试

该部分的测试数据均由太阳总辐射表输出，经CR1000采集获取，采用Excle软件对数据进行处理后得出测试结果曲线：

1）太阳总辐射表标定：防反射凹槽内部安装下部太阳总辐射表，分别命名为表1、表2、表3。防反射凹槽外部安装上部太阳总辐射表，命名为表4。防反射凹槽上部不放置积灰透射衰减率测试玻璃时，在2019年5月5日08:00～18:00时段，监测表1、表2、表3、表4的实时太阳总辐照度，将表4作为基准，标定得出表1、表2及表3测试值与实际值的拟合函数关系式，以最大限度降低测试误差。

2）玻璃透射衰减率测定：将积灰透射衰减率测试玻璃放置在防反射凹槽上部，在2019年5月6日08:00～18:00时段，间隔0.5h擦拭1次积灰透射衰减率测试玻璃上表面及上部太阳总辐射表表头，以确保积灰透射衰减率测试玻璃表面时刻处于清洁状态，监测表1、表2、表 3、表4的实时太阳总辐照度，取1 min内6组监测数据的平均值作为分析数据，进而由式（11）计算得出清洁状态下玻璃透射衰减率随太阳入射角及太阳总辐照度变化方向的变化规律。

3）积灰透射衰减率测定：保持积灰量测试玻璃处于自然积灰状态，有降雨时段人为遮挡积灰玻璃，以保证积灰状态为松散的自然堆积状态。在2019年5月6日—5月19日，监测表1、表2、表3、表4的实时太阳总辐照度，间隔0.5 h擦拭1次表4的表头，以保证测试准确度。最后，取5月6日、5月9日、5月13日及5月19日中1 min内6组监测数据的平均值，利用1）中所得结果对各值进行标定后，通过2）中结果及式（11）计算得出不同积灰量下各太阳入射角对应的透射衰减率。

2.3.3 积灰量测试

该部分的测试数据为电子天平输出结果，经人工采集获取，采用Excle软件对数据进行处理后得出测试结果曲线。

积灰质量测量：对应积灰透射衰减率测定时段，分别在2019年5月6日、5月9日、5月13日、5月19日中午13:00～13:10时段，佩戴医用手套将积灰量测试玻璃置于防风盒内，并保持水平且缓慢移动至电子天平附近，随后将积灰量测试玻璃放置在电子天平托盘中央，待数值稳定后读取天平示数，该数值与积灰量测试玻璃净质量的差值等于积灰质量，积灰量测试玻璃单位面积上的积灰质量即为积灰量。

3 结果与分析

3.1 积灰特征分析

3.1.1 积灰粒径分析

图3为呼和浩特城区光伏组件表面积灰粒径的分布频率曲线。由图3可知，积灰颗粒的粒径分布区间为0.112～199.600m，体积平均径为23.10m，中位径为15.71m，粒径众数为18.90m，比表面积为573.90 m2/kg，故粒径均值大于中位数和众数，粒径分布曲线呈头长尾短的正偏态双峰型分布，峰偏向粒径较细的一侧。其中，第1峰值粒径区间为17.81～19.98m，粒度范围较大，体积占积灰样本全部颗粒总体积的4.60%。第2峰值粒径介于0.63～0.80m，粒度范围较小，体积占积灰样本全部颗粒总体积的1.52%。该双峰型分布特征说明了呼和浩特城区光伏组件板面积灰的多源性，由“黏粒组—粉砂组—砂粒组”[30]三因分类三角图解法可知，该积灰样本的组成以粉砂（4～63m）为主，含量约为72.77%。其次为较细组分的黏土（粒径小于4m），含量约为19.77%。较粗组分的砂粒（粒径大于63m）最少，含量约为7.46%。

图3 积灰粒径分布

不同粒径的灰尘颗粒在不同等级风力作用下，以不同的运动状态输送至一定区域，当粒径大于70m时，积灰颗粒以跃移或蠕移方式在地表输送，属局地物质[31-32]。当粒径在20～70m区间时，积灰颗粒物以短时悬浮状态进行输送，属于区域物质。当粒径小于20m时，积灰颗粒将在对流层中长期悬浮，能被气流搬运至几公里以外，属远源物质[33-35]。呼和浩特城区光伏组件积灰样本中，局地物质含量约为5.74%，区域物质含量为34.70%，远源物质含量约为59.56%。第1峰值组分及第2峰值组分均属于远源物质，为长期悬浮颗粒，由空气携带输送。综上，就呼和浩特城区灰尘对光伏组件板面积灰的贡献率而言，从大到小的序列为远源物质、区域物质、局地物质，局地沙尘的贡献率小于10%，大部分积灰直接通过大气环流远程搬运并沉降至光伏组件表面。

3.1.2 积灰单颗粒形貌及元素组成分析

由图4和图5可知，光伏组件面板积灰颗粒的形状及大小不一。少数颗粒呈近似球形或球形，部分小颗粒无定形，呈不规则的棱角状、次棱角状，部分颗粒具有锋利的边缘和尖角。

图5中给出了3个检测样点的位置及形状，由图5中3处检测样点的元素组成可知，光伏组件面板积灰颗粒以地壳元素O、Si、Al、Fe、Ca、Na、Mg为主要检出元素。2号和3号样点含有较多K元素，3号样点的K元素含量为18.75%，为富钾颗粒。3个样点中的O元素和Si元素含量均很高，O元素含量均大于50%，Si含量均大于18%，且两者比例处于1/3～1/2范围，图4中的黄色与白色物质为细小石英晶体或硅铝酸盐，且含量很大，故光伏组件表面积灰的主成分为石英或硅铝酸盐，主要来自于沙土颗粒，由呼和浩特城区常见的大风及沙尘天气特征决定。图4中极少数表面光滑的灰黑色球形颗粒为飞灰，由煤炭燃烧产生，这类颗粒元素组成以O、Si、Fe、Ca为主，由供暖期呼和浩特城区的燃煤锅炉产生，由于测试期接近供暖期，故该成分为供暖期少量的遗留产物。

图4 积灰形貌

图5 积灰元素组成

3.2 不同积灰量下太阳总辐照度透射衰减率分析

3.2.1 太阳总辐射表标定结果

如图6所示，以4号太阳总辐射表测试值作为实际值，1号太阳总辐射表实际值与测试值的拟合函数为=1.050 9-77.579，拟合优度²为0.998 9；2号太阳总辐射表实际值与测试值的拟合函数为=1.039 7-61.129，拟合优度²为0.997 9；3号太阳总辐射表实际值与测试值的拟合函数为=1.028 8-42.362，拟合优度²为0.997 9。所有拟合函数的拟合优度较高，故利用上述拟合函数可获得较准确的实际太阳总辐照度数据。

3.2.2 太阳总辐照度总透射衰减率变化规律分析

由式（1）～式（9）计算出了各测试日的太阳入射角，由式（10）～式（12）可分别计算出总衰减率、玻璃衰减率及积灰衰减率。测试结果如图7所示，不同积灰状态下太阳总辐照度总衰减率随太阳入射角的变化趋势基本一致，各测试日倾斜面太阳总辐照度的分布及增减趋势基本一致，故各太阳入射角对应的太阳总辐照度总衰减率的差异仅由积灰引起。

图6 太阳总辐射表标定结果

图7 总透射衰减率随太阳入射角的变化曲线

各测试日太阳总辐照度日平均总衰减率分别为20.19%、21.48%、23.61%、24.90%，故洁净玻璃的太阳总辐照度总衰减率为20.19%。5月9日（积灰量为2.75 g/m2）积灰对太阳总辐照度的日平均总衰减率为1.29%，5月6日至5月9日时段单位积灰量的总衰减率约为0.47%。5月13日（积灰量为4.59 g/m2）积灰的太阳总辐照度平均总衰减率为3.42%，5月9日至5月13日时段单位积灰量的总衰减率约为0.75%，约为前时段的1.6倍。5月19日（积灰量为5.86 g/m2）积灰的太阳总辐照度平均总衰减率为4.71%，5月13日至5月19日时段单位积灰量的总衰减率约为0.80%，约为前时段的1.01倍，两时段近似相等。因此，在一定积灰量范围内，随光伏组件面板积灰量的增大，单位积灰量对太阳总辐照度总衰减率的影响程度也随之变强，当积灰量大于4.59 g/m2时，单位积灰量所引起的太阳总辐照度衰减率趋于平稳变化，这一结果主要由积灰颗粒对一次散射及反射光线的二次作用（吸收、散射、反射）程度决定。

图7中红色箭头表示时间增方向，曲线拐点处对应太阳总辐照度峰值点，拐点将曲线划分为太阳总辐照度增时段（上部曲线箭头方向）和减时段（下部曲线箭头方向）。受测试日期影响，各拐点所对应的太阳入射角均不相同，拐点处都为当日最小值，分别为5.71°、6.69°、7.57°、8.97°。太阳入射角越大，玻璃及积灰对太阳光线的反射量及散射量越大，进而导致透射量减小，故各测试日太阳总辐照度增大时段，总衰减率均随太阳入射角的减小呈类线性趋势以较高速率减小，平均降低速率为0.22%/1°。各测试日太阳总辐照度减小时段，总衰减率均随太阳入射角的增大以微小幅度先减小再增大，当太阳入射角增大至60°（太阳总辐照度为550 W/m2）时，总衰减率的变化出现拐点，开始以线性规律快速增大。各测试日太阳总辐照度总衰减率最小值对应的太阳总辐照度比当日峰值小168 W/m2，太阳总辐照度总衰减率最小值对应的太阳入射角平均比当日最小太阳入射角小25.5°，均在时间上发生了滞后。

上述滞后现象及增减速率的变化规律，由太阳总辐照度变化时段增减加速度的方向差异及太阳入射角引起的反射及散射总量差异共同决定。因太阳总辐照度增减时段的变化加速度方向相反，太阳总辐照度增时段的变化加速度为正，穿透能量中的衰减比例基本恒定，故太阳总辐照度总衰减率的降低速率也基本恒定，总衰减率值决定于该阶段的太阳入射角。太阳总辐照度减时段的变化加速度方向为负，太阳总辐照度减小时存在变化惯性，变化惯性对太阳总辐照度总衰减率的影响程度远大于太阳入射角，发挥了决定性作用。当太阳辐照度降低至850 W/m2附近时，变化惯性的作用力度开始被逐渐弱化，太阳入射角的作用力度开始被逐渐强化，降至550 W/m2附近时，变化惯性对太阳总辐照度总衰减率的影响力度被完全消弱，太阳入射角开始发挥决定性作用。

4 结 论

本文提出了光伏组件积灰透射衰减率的测试方法，搭建了测试平台，研究了呼和浩特城区光伏组件的积灰特性，同时研究了太阳入射角与太阳总辐照度变化方向对积灰透射衰减率的影响规律，得到以下主要结论。

1）呼和浩特城区光伏组件积灰颗粒的粒径分布区间为0.112～199.600m，体积平均径为23.100m，粒径分布曲线呈头长尾短的正偏态双峰型分布。积灰以粉砂（4～63m）为主，含量约为72.77%。积灰贡献率由大到小分别为远源物质、区域物质、局地物质，大部分积灰直接通过大气环流远程搬运并沉降至光伏组件表面。

2）呼和浩特城区光伏组件积灰颗粒少数呈近似球形或球形，部分小颗粒无定形。积灰颗粒以地壳元素O、Si、Al、Fe、Ca、Na、Mg为主要检出元素。粉砂主要来自于沙土颗粒，主要成分为细小石英晶体或硅铝酸盐。

3）在一定积灰量范围内，随光伏组件面板积灰量的增大，单位积灰量对太阳总辐照度总衰减率的影响程度也随之变强，当积灰量大于4.59 g/m2时，单位积灰量所引起的太阳总辐照度衰减率趋于平稳变化。

4）太阳总辐照度增时段，总衰减率随太阳入射角的减小呈类线性趋势以较高速率减小，平均降低速率为0.22%/1°。太阳总辐照度减时段，总衰减率随太阳入射角的增大以先减小再增大的趋势缓慢变化，当太阳入射角增大至60°时，总衰减率开始以线性规律快速增大。

5）太阳总辐照度总衰减率最小值所对应的太阳总辐照度比峰值小168 W/m2，太阳总辐照度总衰减率最小值对应的太阳入射角比最小值小25.5°。

为了防止积灰粘结及刮伤光伏组件，自动除尘装置的清洁体宜选取柔软的毛刷体，除尘形式宜为干式除尘。除尘开始时刻可由设定的积灰透射衰减率进行控制。应用过程中，将本研究中的积灰透射衰减率测试平台安装至光伏电站无遮挡区域，可对积灰透射衰减率进行实时监控。当监控值达到设定值时，开启除尘装置，并进行往复除尘。直至监控值等于积灰玻璃透射衰减率时，关闭除尘装置。

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Dust accumulation characteristics and transmission attenuation law of photovoltaic modules

Wang Shengjie1,2, Tian Rui1,2, Guo Xiao1,2※, Qiu Yunfeng1, Bai Binglin1, Yan Suying1,2, Shi Zhiguo1,2

(1,,010051,;2,010051,

In this paper, a method for measuring the transmission attenuation rates of dust accumulation in photovoltaic modules was proposed. The test platform was built independently, and the test system was installed in the roof area without shelter. The system ensured that the total solar irradiance was monitored throughout the day and that the system operated in a naturally dusty state. The test period was selected in May with relatively less rainfall, less sand-dust storm and non-heating period. It can better control test conditions and ensure high test accuracy. In the urban area of Hohhot, the particle size distribution, morphology and element composition of the ash particles were tested and analyzed based on the dust accumulation of glass plates and photovoltaic modules tilted 40.48° to the south. The effects of solar incident angle and the direction of the total solar irradiance on the transmission attenuation of dust accumulation were studied. The daily average transmission attenuation of dust accumulation under different mass of dust accumulation was calculated quantitatively. The results showed that the particle size distribution range of the ash particles of photovoltaic modules was 0.112-199.6m, the volume average diameter was 23.10m, and the particle size distribution curve was a positively skewed bimodal distribution with long head and short tail. The ash was mainly composed of silt (4 to 63m) and the content was about 72.77%. The contribution rates of dust accumulation from large to small were far source substance, regional substance and local substance. Most of the dust accumulation was directly transported and settled to the surface of photovoltaic module through atmospheric circulation. The dust particles of photovoltaic modules were composed of fine quartz crystals or aluminosilicates, most of which were approximately spherical and some of which were amorphous. The main detectable elements of ash particles were crustal elements O, Si, Al, Fe, Ca , Na and Mg. The total attenuation rates of solar irradiance caused by dust accumulation were 1.29% and 3.42%, respectively when the dust accumulations were 2.75 and 4.59 g/m2. During the total solar irradiance increase period, the total attenuation rate changed positively with the linear incidence trend of the solar incident angle, and the average reduction rate was 0.22%/1°. When the total solar irradiance decreased, the total attenuation rate decreased firstly and then increased with the incident angle of the sun in a small range. When the incidence angle of the sun increased to 60°, the total attenuation rate began to increase linearly. The lag peak value of total solar irradiance corresponding to the minimum total attenuation rate was 168 W/m2, and the minimum lag value of solar incidence angle was 25.5°. According to the research results, it could guide the selection of dust removal mode and the forecasting of dust removal cycle of photovoltaic power generation system in Hohhot. In order to prevent dust from sticking and scratching photovoltaic modules, a soft brush body can be selected as the automatic dust removing device for dry dust removal. Dust removal cycle can be set according to the set dust transmission attenuation rates. In the application, the dust transmission attenuation rate test platform can be installed to the unblocked area of the photovoltaic power station, and the dust transmission attenuation rates can be monitored in real time. When the monitored value reaches the set value, the dust removal device is opened and reciprocating dust. The dust removal device is turned off until the monitored value equals the transmission attenuation rates of the dust-covered glass.

photovoltaic cells; radiation; dust accumulation; particle size distribution; morphology; elemental composition; transmission attenuation rate

王胜捷，田 瑞，郭 枭，邱云峰，白炳林,闫素英，史志国. 光伏组件积灰特性及其透射衰减规律研究[J]. 农业工程学报，2019，35(22)：242－250. doi：10.11975/j.issn.1002-6819.2019.22.029 http://www.tcsae.org

Wang Shengjie, Tian Rui, Guo Xiao, Qiu Yunfeng, Bai Binglin, Yan Suying, Shi Zhiguo. Dust accumulation characteristics and transmission attenuation law of photovoltaic modules[J]. Transactions of the Chinese Society of Agricultural Engineering (Transactions of the CSAE), 2019, 35(22): 242－250. (in Chinese with English abstract) doi：10.11975/j.issn.1002-6819.2019.22.029 http://www.tcsae.org

2019-07-22

2019-10-09

国家自然科学基金项目（51766012），内蒙古自治区科技创新引导项目（2017），内蒙古自治区自然科学基金项目（2016MS0537），内蒙古工业大学科学研究基金项目(X201708)

王胜捷，主要从事太阳能高效利用研究。Email：tianr@imut.edu.cn

郭枭，主要从事传热传质强化和能源利用研究。Email：guoxiao1196@163.com。

10.11975/j.issn.1002-6819.2019.22.029

TK513

A

1002-6819(2019)-22-0242-09