In this paper, time series prediction method of photovoltaic power is introduced using seasonal autoregressive integrated moving average (SARIMA). In order to obtain the best fitting model by a time series method in the absence of an environmental sensor, this research was used data below 50% of cloud cover. Three samples were extracted by time intervals from the raw data. After that, the best fitting models were derived from mean absolute percentage error (MAPE) with the minimum akaike information criterion (AIC) or beysian information criterion (BIC). They are SARIMA (1,0,0)(0,2,2)14, SARIMA (1,0,0)(0,2,2)28, SARIMA (2,0,3)(1,2,2)55. Generally parameter of model derived from BIC was lower than AIC. SARIMA (2,0,3)(1,2,2)55, unlike other models, was drawn by AIC. And the performance of models obtained by SARIMA was compared. MAPE value was affected by the seasonal period of the sample. It is estimated that long seasonal period samples include atmosphere irregularity. Consequently using 1 hour or 30 minutes interval sample is able to be helpful for prediction accuracy improvement.
This paper discusses missing data processing using simple moving average (SMA) and kalman filter. Also SMA and kalman predictive value are made a comparative study. Time series analysis is a generally method to deals with time series data in photovoltaic field. Photovoltaic system records data irregularly whenever the power value changes. Irregularly recorded data must be transferred into a consistent format to get accurate results. Missing data results from the process having same intervals. For the reason, it was imputed using SMA and kalman filter. The kalman filter has better performance to observed data than SMA. SMA graph is stepped line graph and kalman filter graph is a smoothing line graph. MAPE of SMA prediction is 0.00737%, MAPE of kalman prediction is 0.00078%. But time complexity of SMA is O(N) and time complexity of kalman filter is O(D2) about D-dimensional object. Accordingly we suggest that you pick the best way considering computational power.
The GWNU (Gangnung-Wonju national university) solar radiation model was developed with radiative transfer theory by Iqbal and it is applied the NREL (National Research Energy Laboratory). Input data were collected and accomplished from the model prediction data from RDAPS (Regional Data Assimilated Prediction Model), satellite data and ground observations. And GWNU solar model calculates not only horizontal surface but also complicated terrain surface. Also, We collected the statistical data related on photovoltaic power generation of the Korean Peninsula and analyzed about photovoltaic power efficiency of the Gangwon region. Finally, the solar energy resource and photovoltaic generation possibility map established up with 4 km, 1 km and 180 m resolution on Gangwon region based on actual equipment from Shinan solar plant,statistical data for photovoltaic and complicated topographical effect.
Fonseca, Joao Gari da Silva Junior;Ohtake, Hideaki;Oozeki, Takashi;Ogimoto, Kazuhiko
Journal of Electrical Engineering and Technology
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제13권4호
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pp.1504-1514
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2018
The objective of this study is to compare the suitability of a non-parametric and 3 parametric distributions in the characterization of prediction intervals of photovoltaic power forecasts with high confidence levels. The prediction intervals of the forecasts are calculated using a method based on recent past data similar to the target forecast input data, and on a distribution assumption for the forecast error. To compare the suitability of the distributions, prediction intervals were calculated using the proposed method and each of the 4 distributions. The calculations were done for one year of day-ahead forecasts of hourly power generation of 432 PV systems. The systems have different sizes and specifications, and are installed in different locations in Japan. The results show that, in general, the non-parametric distribution assumption for the forecast error yielded the best prediction intervals. For example, with a confidence level of 85% the use of the non-parametric distribution assumption yielded a median annual forecast error coverage of 86.9%. This result was close to the one obtained with the Laplacian distribution assumption (87.8% of coverage for the same confidence level). Contrasting with that, using a Gaussian and Hyperbolic distributions yielded median annual forecast error coverage of 89.5% and 90.5%.
여러 개의 태양전지들이 붙어 있는 태양광 패널을 이용하여 전력을 생산하는 태양광 발전은 최근 신재생 에너지 기술로 빠르게 성장하고 있는 분야이다. 하지만 태양광발전의 단점 중 하나인 불규칙한 전력 생산문제로 인해, 장비 및 패널 결함에 빠르게 대응하지 못하는 문제가 발생한다. 이 연구에서는 다양한 기후데이터와 패널 정보를 이용하여 태양광발전량 예측 방법들을 비교하여 최적의 예측 알고리즘을 평가하고 이를 기반으로 태양광발전소 결함 검출 시스템을 개발하여 국내 태양광 발전소에 적용한 사례를 기술한다.
In this study, 20.8% of a p-type Si bifacial solar cell was used to develop a photovoltaic (PV) module to obtain the maximum power under a limited installation area. The transparent back sheet material was replaced during fabrication with a white one, which is opaque in commercial products. This is very beneficial for the generation of more electricity, owing to the additional power generation via absorption of light from the rear side. A new model is suggested herein to predict the power of the bifacial PV module by considering the backside reflections from the roof and/or environment. This model considers not only the frontside reflection, but also the nonuniformity of the backside light sources. Theoretical predictions were compared to experimental data to prove the validity of this model, the error range for which ranged from 0.32% to 8.49%. Especially, under $700W/m^2$, the error rate was as low as 2.25%. This work could provide theoretical and experimental bases for application to a distributed and microgrid network.
Park, Sung-Won;Son, Sung-Yong;Kim, Changseob;LEE, Kwang Y.;Hwang, Hye-Mi
Journal of Electrical Engineering and Technology
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제13권5호
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pp.1874-1885
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2018
The customer side operation is getting more complex in a smart grid environment because of the adoption of renewable resources. In performing energy management planning or scheduling, it is essential to forecast non-controllable resources accurately and robustly. The PV system is one of the common renewable energy resources in customer side. Its output depends on weather and physical characteristics of the PV system. Thus, weather information is essential to predict the amount of PV system output. However, weather forecast usually does not include enough solar irradiation information. In this study, a PV system power output prediction model (PPM) under limited weather information is proposed. In the proposed model, meteorological radiation model (MRM) is used to improve cloud cover radiation model (CRM) to consider the seasonal effect of the target region. The results of the proposed model are compared to the result of the conventional CRM prediction method on the PV generation obtained from a field test site. With the PPM, root mean square error (RMSE), and mean absolute error (MAE) are improved by 23.43% and 33.76%, respectively, compared to CRM for all days; while in clear days, they are improved by 53.36% and 62.90%, respectively.
Today, photovoltaic power generation mostly uses Si crystalline solar cell modules. The most vulnerable part of the Si solar cell module is that the power generation decreases due to the temperature rise. But, it is widely used because of low installation cost. In the solar market, where Si crystalline solar cell modules are widely used. The CPV (Concentrated Photovoltaic) module appeared in the solar market. The CPV module reduces the manufacturing cost of the solar cell by using non-Si in the solar cell. Also, there is an advantage that a rise in temperature does not cause a drop in power generation. But this requires high technology to install and has a disadvantage that the initial installation cost is expensive compared to normal Si solar cell module. So that we built a testbed to see these characteristics. The testbed was used to measure the amount of power generation in a long-term outdoor environment and compared with the general Si solar cell module.
최근 태양광 발전단지 구축이 증가하면서 발전단지를 효율적으로 관리하는 시스템이 요구되고 있다. 본 논문에서는 다수의 태양광 발전단지들을 통합 관리하는 클라우드 기반의 지능형 관리 시스템을 제안한다. 제안된 시스템은 태양광 발전단지들의 설비 계측 데이터를 컬럼 지향 데이터베이스인 하둡 HBase를 이용하여 저장하고 관리하며 맵리듀스 모델을 통한 병렬처리를 통해 시스템의 성능, 효율, 발전량 예측을 빠르게 수행한다. 그리고 웹 기반의 데이터 시각화 모듈을 통해 관리자에게 다양한 형태의 정보를 제공한다.
To prevent accidents caused by changes in the surrounding environment or other factors, various protection facilities are installed at the photovoltaic connection module. The main causes of fire are sparks due to foreign substances inside the photovoltaic connection module through high temperature rise and dew condensation in the photovoltaic connection module, and fire due to heat from the power diode. The proposed method can predict the fire by measuring flame, carbon dioxide, carbon monoxide, temperature, humidity, input voltage, and current on the photovoltaic connection module, and when the fire conditions are reached, fire alarm and power off can be sent to managers and users in real time to prevent fire in advance.
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[게시일 2004년 10월 1일]
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