Podstawowe problemy w pracy paneli fotowoltaicznych wynikajace z ich wad, niewłaściwej pracy lub błędów montażowych, mówiono poniżej. W osobnych folderach opisano problem zacienienia paneli czy niepodasowania prądowego.
1. Delaminacja paneli PV
2. Gorące miejsca „Hot spots”
3. Korozja warstwy TCO w modułach z krzemu amorficznego
4. Degradacja indukowanym napięciem PID
5. Uszkodzenia mechaniczne paneli PV.
6. Uszkodzenia łączy i puszek elektrycznych.
7. Zwarcie doziemne tablicy PV.
8. Wzrost napięcia w miejscu przyłączenia falownika.
Delaminacja paneli fotowoltaicznych
Wszystkie panele fotowoltaiczne wystawione są na działania szeregu czynników atmosferycznych, jak śnieg, deszcz, grad, a także duże wahania temperatury w ciągu dnia i roku. Nawet przy braku opadów panele potrafią pracować przy wysokiej wilgotności powietrza, powodującej wykraplanie się na metalowych elementach obudowy pary wodnej. Dla zabezpieczenia przed wpływem wszystkich wymienionych czynników panele pokrywa się specjalną warstwą folii (zazwyczaj kopolimerem EVA), a proces z tym związany nosi nazwę laminowania. Kopolimer EVA (Etyleno vinylo acetat) posiada grubość kilkuset mikronów i pokrywa zarówno przednią jak i tylną powierzchnię paneli. Proces laminowania prowadzony jest najczęściej metoda termiczna przypominająca zgrzewanie folii. Panele umieszcza się pomiędzy arkuszami tworzywa i umieszcza w laminatorze, gdzie w wyniku podgrzewania powstaje jednolita, szczelna osłona. Proces sieciowania (wulkanizacji) polimeru trwa jednak ok. 20 minut a jego temperatura wynosi około 150C. Być może juz niedługo proces laminowania zostanie orzyspeiszony przez zastosowanie promieniowania UV do procesu sieciowania polimeru. badania w tej materii prowadzone są przez Centrum Fotowoltaiki Krzemowej (CSP) w Halle we współpracy z firma LANXESS.
Laminacja folia EVA paneli PV nosi też nazwę enkapsulacji, prowadzona jest przy odpowiednim ciśnieniu i temperaturze w zależności od składu kopolimeru (zawartości octanu winylu). Nieumiejętne dobranie parametrów moze prowadzić do wad produkcyjnych objawiających się odklejaniem folii, szczególnie w pobliżu ścieżek prądowych (tzw. „busbarów”). W miejscach tych folia staje się nieprzeźroczysta (fot.)
Fot. Przykład delaminacji paneli PV w pobliżu busbarów (mleczny kolor folii EVA).
Wada taka eliminuje najczęściej moduł z użycia i wymaga jego wymiany. W miejscu przebarwień dochodzi do pogorszenia transmisji światła, może też dojść w krótkim czasie do przerwania warstwy (pojawia się bąbel) i przenikania pod warstwę folii wilgoci. Jak proces delaminacji wpływa na wydajnośc poszczególnych ogniw w panelu PV pokazuje poniższa ilustracja.
W starszych produktach częstym zjawiskiem było też przebarwienie warstwy EVA związane ze stopniową degeneracja warstwy pod wpływem promieniowania UV. Folia EVA, dla zapewnienia dużej przepuszczalności światła posiada dodatki chemiczne, tzw. stabilizatory optyczne, zapobiegające przebarwieniu. Niedostateczna ich ilość, czyli po prostu niska jakość folii, może być przyczyną stopniowej zmiany barwy. Zmiana zabarwienia powoduje inną absorpcje ciepła (im ciemniejsza folia tym większa absorpcja), w wyniku czego proces się nasila. Zmiana barwy od przeźroczystej do żółtej, a nawet brązowej powoduje spadek wydajności modułu od 5 do nawet 40%. Przy pojawieniu się wyraźnego przebarwienia powinno się przeprowadzić test wydajności modułu.
Fot. Przykłady przebarwień modułów PV przy 18 letnim okresie użytkowania. (ogniwa SIEMENS M55 PV cells.)
Gorące miejsca „hot spots”
Powstawanie na panelach PV gorących miejsc (ang. hot spots), jest dość kontrowersyjne. Większość fachowców uważa, że główną ich przyczyną są mikrouszkodzenia modułu powstałe w fazie produkcji, transportu lub montażu instalacji. Produkowane obecnie ogniwa krzemowe przewodnictwo elektryczne opierają na sieci połączeń wykonanych w postaci cienkich nitek ze stopu srebra miedzi i aluminium, łączonych następnie znacznie grubszymi taśmami poprzecznymi zwanymi „busbarami”. Typowe ogniwo posiada dwa takie busbary, ale są też ogniwa z trzema i więcej busbarami. Wady mechaniczne wykonanych ścieżek prądowych, np. nieciągłość, zmiany średnicy, niedolutowania, mogą powodować duże wahania rezystancji podczas przepływu prądu i stąd różnice w nagrzewaniu się poszczególnych części modułu. Uszkodzenie ścieżek prądowych może też nastąpić w wyniku błędnego transportu modułów, chodzenia po nich na dachu w czasie montażu, zbyt silnego dokręcania itp. Miejsca o zwiększonej rezystancji najsilniej nagrzewają się w czasie dodatkowego zacienienia uszkodzonego modułu. Płynący w tym czasie prąd zwarciowy może powodować wzrost temperatury do wartości znacznie przekraczającej wytrzymałość folii EVA (nawet do 250C). Dochodzi wtedy do jej lokalnego przebarwienia, a w skrajnym przypadku przepalenia. Na powierzchni panelu tworzy się wyraźnie widoczny ślad (fot).
Fot. Hot spots na panelu fotowoltaicznym, po prawej zdjęcie termiczne uszkodzonego ogniwa.
Fot. Ekstremalne efekty gorących punktów mogą być przyczyna pożaru i ogromnych zniszczeń, dlatego nie należy ich nigdy bagatelizować.
Hot spots nie wpływają w znaczący sposób na wydajność paneli PV, powodują jednak ich przyspieszone zużycie. W skrajnym, ekstremalnym przypadku, przy silnym nasłonecznieniu i długotrwałym zacienieniu wadliwych elementów wzrost temperatury może być na tyle duży, że dojdzie do samozapalenia się chroniącej ogniwa od spodu warstwy tworzywowej tzw. backsheet. Efekty możemy oglądać powyżej. Warto więc po zakończonym montażu i uruchomieniu instalacji przeprowadzić kontrolne badanie kamerą termowizyjną całej tablicy PV. Przy zakupie paneli można tez zwrócić uwagę, czy posiadają w swojej charakterystyce określenie (Hot-Spot Potect HSP). Oznacza to, że producent prowadzi kontrolę modułów pod kątem gorących punktów.
Korozja warstwy TCO w modułach z krzemu amorficznego
Moduły II generacji, tzw. cienkowarstwowe wykonane z krzemu amorficznego posiadają w swojej budowie cienką warstwę przewodzącą o nazwie TCO (ang. Transparent Conductive Oxide). W zależności od położenia tej warstwy w ogniwie:
– obok ochronnej szyby (technologia substrate)
– rozdzielnie z szybą przy użyciu laminatu (technologia superstage)
może pojawić się problem korozji warstwy TCO. Korozja taka następuje na skutek powstawania prądów upływu generujących napięcie pomiędzy ogniwem a ziemią, w wyniku której atomy sodu ze szkła przenikają do warstwy TCO powodując jej zmętnienie a tym samym spadek wydajności ogniwa. Przenikanie atomów sodu (korozja) występuje w ogniwach wykonanych w technologii substrate i potrafi obniżyć drastycznie sprawność ogniw nawet od kilka do kilkunastu % rocznie. Aby jej zapobiec zaleca się używanie dla tego typu ogniw falowników transformatorowych galwanicznie izolowanych posiadających uziemienie ujemnego bieguna. Poniżej w tabeli przedstawiam rekomendowane typy falowników w zależności od rodzaju ogniw PV.
Tabela. Rekomendowane typu inwerterów w zależności od modułu PV.
Degradacja indukowanym napięciem PID (na podstawie Easy Solar)
Degradacja indukowanym napięciem to skutek różnicy potencjału pomiędzy uziemioną ramą aluminiową paneli (0 V) a skrajnie położonymi w stringu modułami o różnej biegunowości (napięcie na poziomie 600 V). Zwykle problem ten dotyczy ogniw znajdujących się najbliżej bieguna ujemnego. Wysoka różnica potencjałów powoduje wytworzenie pola elektrostatycznego, które pośredniczy w przemieszczaniu się elektronów do szkła panelu, a następnie do uziemionej ramy. Zjawisko to jest również nazywane upływaniem prądu, a to przekłada się na niemałe straty mocy.
Problem, który odkryto zaledwie parę lat temu, dotyczy paneli z krzemu krystalicznego oraz tych cienkowarstwowych. Poza wysokim napięciem, zjawisko to pogłębiają wysoka temperatura oraz wilgotność powietrza. O ile doraźnie występujące zjawisko jest całkowicie odwracalne (gdy następuje polaryzacja), to już jego systematyczne powtarzanie może zdegradować złącze p-n (korozja elektrochemiczna).
Warto sprawdzać, czy producent paneli, z których korzystamy testuje urządzenia pod kątem degradacji indukowanym napięciem. A wykonane badania brać pod lupę, bo pomimo tego, że wielu producentów deklaruje, że jego panele są „PID-free” (wolne od degradacji indukowanym napięciem), to badania kontrolne przeprowadzane w niezależnych laboratoriach pokazują, że większość paneli nie jest w stu procentach odporna na to zjawisko.
Testy wykonywane są między innymi przez Instytut Fraunhofera, TUV Rheinland czy NREL. Norma IEC 62804 oznacza, że panel zdał test na ochronę przez PID (straty mocy mniejsze niż 5% i brak uszkodzeń). Warunki, w których wykonywane jest badanie: temperatura 60ºC + 2ºC, wilgotność powietrza 85 % +5%., 1000 V.
Talesun wprowadził do swojej oferty moduł, sygnowany jako wolny od PID. Jak informuje producent, jeśli w panelu dojdzie do degradacji, będzie ona mniejsza niż 1%. Udało się to osiągnąć za pomocą nowego materiału służącego jako enkapsulant, opracowanego przez Dow Chemical. Wyniki zostały potwierdzone przez berliński instytut Photovoltaik-Institut.
W przypadku wystąpienia PID-u rozwiązaniem jest zastosowanie uziemienia modułów poprzez instalację falownika transformatorowego galwanicznie izolowanego.
Uszkodzenia mechaniczne paneli PV
Dochodzi do nich na etapie produkcji, montażu i eksploatacji paneli.
Etap produkcji – uszkodzenia powstające w procesie produkcji są często trudne do zauważenia gołym okiem. Jeśli kontrola paneli obejmuje tylko oględziny wizualne, bez elektroluminescencji, to wykrycie ukrytych wad w panelu będzie niezwykle trudne. Jedną z takich wad są mikropęknięcia, które w momencie eksploatacji panelu i związanych z tym czynników zewnętrznych (wilgoć, temperatura) mogą prowadzić do powstawania tzw. „ścieżek ślimaczych”. Zjawisko to nie jest jeszcze dobrze udkomumentowane.
Fot. ścieżki ślimacze (snails trakcs) na ogniwie PV. Po prawej w obrazie elektroluminescencyjnym.
Przypuszcza się, że przyczyną powstawania ścieżek są zmiany (odbarwienia) w paście stosowanej do sitodruku ogniw (technologia sitodruku wykorzystywana jest do wykonywania na ogniwach krzemowych cienkich metalicznych ścieżek gromadzących ładunki i przesyłających je dalej do busbarów, pasty wykonywana są na bazie sproszkowanych metali jak srebro, miedź). W wyniku mikropęknięć sitodruk ulega przerwaniu tworząc ślad jak po przejściu ślimaka, stad nazwa.
Ścieżki ślimacze nie wpływają zasadniczo na wydajność paneli, po warunkiem ,że nie ulegają stałemu wzrostowi. Jeśli proces sie rozwija może prowadzić do obniżenia wydajności paneli.
Fot. ścieżki ślimacze w obrazie elektroluminescencyjnym. Od lewej- panel wolny od ścieżek, z niewielką ilością ścieżek ślimaczych (obniżenie sprawności o 1W), z duża ilością ścieżek (obniżenie sprawności o 8W).
Etap montażu – uszkodzenia na tym etapie to najczęściej
– pęknięcia szkła w wyniku upadku narzędzi
– stłuczenia, zarysowania przez niewłaściwy transport
– wgniecenia w wyniku chodzenia po panelach
– uszkodzenia ramy lub brzegów paneli przez zbyt mocne dokręcanie klem
Fot. Prawidłowo zamocowane klemy boczna i środkowa.
Fot. Błędny montaż. Klema nie przylega do ramy bocznej.
Fot. Nieprawidłowe (po lewej) i prawidłowe łączenie szyn montażowych może prowadzić do zapadnięcia się paneli i uszkodzenie mechaniczne całego stringu.
Błędy montażowe zwykle mają efekt odroczony, który pojawia sie dopiero przy ekstremalnej pogodzie (silny wiatr) prowadząc do poważnych uszkodzeń a nawet zniszczeń całej instalacji. Na zdjęciu po lewej błędnie wykonane obciążenie w wannach doprowadziło do wywrócenia całych rzędów paneli w czasie silnej wichury.
Etap eksploatacji – tak jak wszystkie elementy zewnętrzne, panele narażone są na wiatr, śnieg, grad, uderzenia piorunów, dzioby ptaków a także celowy wandalizm. Uszkodzenia powierzchni mogą być też przyczyną nieumiejętnego czyszczenia paneli z kurzu czy śniegu. Usuwanie zanieczyszczeń powinno być prowadzone niezwykle starannie z wykorzystaniem specjalistycznego sprzętu a nie przypadkowych narzędzi (łopaty).
Fot. panele PV po silnym gradobiciu.
Fot. Ptaki lubią gniazdować pod panelami. Stanowią wtedy zagrożenie dla puszek i kabli przyłączeniowych. Ich częste przebywanie w pobliżu tablic sprzyja też zanieczyszczeniu guanem.
Fot. Ochrona przed gniazdowaniem gołębi.
Uszkodzenia łączy i puszek elektrycznych.
Uszkodzenia mechaniczne kabli przyłączeniowych spowodowane są najczęściej błędami montażowymi. Kable w żadnym miejscu nie powinny być narażone na bezpośrednie działanie promieniowania słonecznego. Należy je skrywać za panelami, a wszelkie przejścia pomiędzy rzędami, lub tablicą PV a inwerterem prowadzić w rynnach i tulejach ochronnych. Na dachach płaskich należy przewidzieć wyprowadzenie kabla ponad powierzchnię dachu, aby w czasie silnych opadów deszczu nie dochodziło do jego zalewania.
Fot. Prawidłowe (po prawej) i nieprawidłowe prowadzenie kabli przyłączeniowych
To samo dotyczy omijania na dachu różnego rodzaju przeszkód, jak murki, występy, dylatacje. We wszystkich tych miejscach kable powinny być zabezpieczone. Uszkodzenia mogą powodować także ptaki i gryzonie, należy to wziąć pod uwagę przy projektowaniu zabezpieczeń.
Fot. Nieprawidłowe (po lewej) i prawidłowe ominięcie przeszkody na dachu.
Przy dużej ilości kabli należy dążyć do tego, aby były one uporządkowane i zabezpieczone przed przypadkowym uszkodzeniem. Kable w żadnym wypadku nie mogą znajdować się w miejscach przejść komunikacyjnych. Odległości między modułami należy tak projektować, aby połączenia dwóch konektorów nigdy nie były napięte (należy zapewnić luz na przewodzie).
Fot. Błędne prowadzenie kabli, z lewej nie zabezpieczone wyjście z szyny zbiorczej, po prawej błędne zamocowanie konektorów spowodowało ich rozpięcie.
Końcówki konektorów powinny być zarobione dedykowanymi do tego narzędziami, a nie zwykłymi kombinerkami czy obcęgami. Błędnie zaciśnięty konektor może powodować w czasie pracy iskrzenie i w skrajnym przypadku prowadzić do jego spalenia (fot.)
Fot. Spalony konektor MC4.
Zwarcie doziemne generatora PV
Zwarcie doziemne to problem polegający na przepływie prądu pomiędzy uszkodzonym elementem instalacji PV, a ziemią. Zwarcie wykrywane jest przez falownik i powoduje jego odłączenia, a na wyświetlaczu falownika pojawi się kod błędu. Zwarcie doziemne spowodowane jest zwykle uszkodzonym kablem (w czasie montażu, przegryzienie przez gryzonie, itp.), lub uszkodzonym panelem (przebicie na skutek zniszczenia folii EVA, stłuczenie szyby, itd.). Zwarcie może być wykryte już po pierwszym uruchomieniu instalacji (podłączeniu do falownika), jeśli spowodowane jest naruszonym w czasie montażu kablem. Aby szybko określić wtedy miejsce awarii możemy wykonać pomiary napięcia:
– pomiędzy „plusem” w falowniku a uziemieniem
– pomiędzy „minusem” w falowniku a uziemieniem
– pomiędzy „plusem” i „minusem”
Rys. Pomiar napięcia w stringu z uszkodzonym kablem pomiędzy drugim i trzecim panelem. Napięcie po stronie „+” wykaże 200V a „-” 300V. Jednocześnie napięcie pomiędzy plusem i minusem wyniesie 500V. Lokalizację miejsca zwarcia możemy też wykonać na podstawie wzoru:
n – ilość modułów PV w stringu
W naszym przypadku (rys.)
Zwarcie znajduje się pomiędzy drugim a trzecim modułem licząc od plusa.
Zwarcie doziemne jest zawsze groźne i powinno być szybko wykryte. Grozi porażeniem prądem i pożarem.
Wzrost napięcia w miejscu przyłączenia falownika
Falownik jako generator prądu przyłączony do sieci elektroenergetycznej nie pozostaje bez wpływu na sieć, powodując wzrost napięcia w miejscu przyłączenia. Wzrost napięcia jest tym większy im większy jest falownik i im mniejsza sieć (im większa jej impedancja). Sytuację powyższą można porównać do dopływu wody w rzece. Jeśli główna rzeka jest odpowiednio duża, a jej dopływ stosunkowo mały, to dopływająca woda nie wywoła żadnych reakcji na głównej rzece. Jeśli jednak dopływ jest bardzo duży, nastąpi spiętrzenie wody.
Podobnie jest z dużym generatorem PV, dlatego sieci elektroenergetyczne wprowadzają ograniczenia dla mikroinstalacji w zakresie możliwości przyłączania. Zgodnie z normą PN-EN 61000-3-3:2011 dla odbiorników o prądzie fazowym do 16A i PN-EN 61000-3-11:2004 dla odbiorników o prądzie do 75A, dopuszczalna zmiana napięcia w miejscu przyłączenia tych odbiorników nie może przekraczać 3,3%. Dla sieci niskiego napięcia przyjmuje sie wskaźnik na poziomie 3%.
Dopuszczalne wahania napięcia w sieci nie mogą też przekraczać wartości 10%. Dla sieci nn jest to 23V, czyli maksymalna dopuszczalna wartość napięcia wynosi 230+23 = 253V.
Falowniki mają ustawiony własny standard współpracy z siecią VDE 0126-1-1, który zakłada że przy przekroczeniu napięcia w miejscu przyłączenia wartości 253V, falownik zostanie odłączony jako zagrażający sieci. Czas odłączenia wynosi w tym wypadku max 10 minut. Jeśli w momencie przyłączenia wzrost napięcia wyniesie 260V, falownik zostaje natychmiast odłączony.
Aby nie dopuścić do tak drastycznych sytuacji projektant powinien zbadać maksymalne możliwości przyłączenia mikroźródła. Zaleca się też ograniczanie do minimum strat w instalacji:
– falownik jak najbliżej głównej tablicy rozdzielczej
– przewody o stratach własnych <1%