Badanie wykazało znacznie mniejszą-niż-oczekiwaną degradację modułów fotowoltaicznych z lat 80. i 90. XX wieku

Grupa badawcza kierowana przez Szwajcarski Uniwersytet Nauk Stosowanych (SUPSI) przeprowadziła-długoterminową analizę sześciu-skierowanych na południe,-podłączonych do sieci systemów fotowoltaicznych zainstalowanych w Szwajcarii na przełomie lat 80. i 90. XX wieku. Naukowcy odkryli, że roczne wskaźniki utraty mocy w systemach wynosiły średnio od 0,16% do 0,24%, czyli znacznie mniej niż powszechnie podawane w literaturze wartości 0,75% do 1% rocznie.

W badaniu zbadano cztery systemy dachowe znajdujące się na małej wysokości-w Möhlin (310 m-VR-AM55), Tiergarten East i West w Burgdorf (533m-VR-SM55(HO)) i Burgdorf Fink (552m-BA-SM55). W instalacjach tych wykorzystuje się wentylowane lub{14}}konfiguracje dachowe stosowane w budynkach. Analiza objęła także zakład użyteczności publicznej na średniej wysokości-w Mont-Soleil (1270 m-OR-SM55) oraz dwa systemy montowane na elewacji-na dużej wysokości-w Birg (2677 m-VF-AM55) i Jungfraujoch (3462 m-wizjer-SM75).

Wszystkie systemy są wyposażone albo w moduły ARCO AM55 wyprodukowane przez-amerykańską firmę Arco Solar, która była wówczas największym na świecie producentem modułów fotowoltaicznych o mocy zaledwie 1 MW, albo w moduły Siemens SM55, SM55-HO i SM75. Siemens stał się największym udziałowcem Arco Solar w 1990 roku. Moduły mają znamionową moc wyjściową od 48 W do 55 W i składają się ze szklanej płyty przedniej, warstw kapsułkujących z etylenu i octanu winylu (EVA), monokrystalicznych ogniw krzemowych i polimerowego laminatu tylnej warstwy.

Konfiguracja testowa obejmowała monitorowanie-na miejscu mocy wyjściowej prądu przemiennego i stałego, temperatury otoczenia i modułu oraz natężenia promieniowania płaszczyzny--układu mierzonego za pomocą piranometrów. Na podstawie warunków panujących w miejscu badacze sklasyfikowali instalacje na strefy klimatyczne położone na niskich-, średnich- i{6}}wysokich wysokościach.

„W celach porównawczych od początku kampanii monitorującej dwa moduły Siemens SM55 były przechowywane w kontrolowanym środowisku wewnętrznym w Laboratorium Fotowoltaicznym Uniwersytetu Nauk Stosowanych w Bernie” – stwierdzili naukowcy. Zastosowali także metodę wieloletnią-rok-na-rok (wiele-rok roczny), aby określić współczynniki utraty wydajności-na poziomie systemu (PLR).

Wyniki pokazują, że PLR ​​we wszystkich systemach wahają się od -0,12% do -0,55% rocznie, średnio od -0,24% do -0,16% rocznie, czyli znacznie poniżej typowych wskaźników degradacji odnotowanych zarówno w przypadku starszych, jak i nowoczesnych systemów fotowoltaicznych. Naukowcy odkryli również, że systemy położone na większych wysokościach generalnie wykazują wyższe średnie wskaźniki wydajności i niższe tempo degradacji niż porównywalne instalacje na małych wysokościach, pomimo narażenia na wyższe natężenie promieniowania i promieniowanie ultrafioletowe.

Badanie ujawniło ponadto, że moduły tego samego typu nominalnego, ale o różnych konstrukcjach wewnętrznych, wykazują wyraźnie odmienne zachowanie w zakresie degradacji. Standardowe moduły SM55 wykazywały powtarzające się awarie połączeń lutowniczych, co prowadziło do zwiększonej rezystancji szeregowej i zmniejszonego współczynnika wypełnienia. Natomiast moduły SM55-HO skorzystały na zmodyfikowanej konstrukcji warstwy spodniej, która zapewnia wyższy współczynnik odbicia wewnętrznego i lepszą stabilność długoterminową.

Ogólnie rzecz biorąc, wyniki wskazują, że długoterminowa-degradacja modułów fotowoltaicznych-wczesnej generacji jest spowodowana głównie naprężeniami termicznymi, warunkami wentylacji i konstrukcją materiału, a nie samą wysokością czy natężeniem promieniowania. Moduły zainstalowane w chłodniejszych,{3}}lepiej wentylowanych środowiskach wykazały szczególnie stabilną wydajność przez wiele dziesięcioleci.

Wyniki testów przedstawiono w artykule „Trzy dekady, trzy klimaty: wpływ środowiska i materiału na długoterminową- niezawodność modułów fotowoltaicznych” opublikowanym w EES Solar.

„W badaniu zidentyfikowano zestawienie-materiałów-(BOM) jako najważniejszy czynnik wpływający na trwałość modułu fotowoltaicznego” – podsumowali. „Mimo że wszystkie moduły należą do tej samej rodziny produktów, różnice w jakości kapsułek, materiałach wypełniających i procesach produkcyjnych spowodowały znaczne różnice w szybkości degradacji. Enkapsulanty wczesnej-generacji bez stabilizacji UV wykazywały przyspieszone starzenie, podczas gdy późniejsze projekty modułów ze zoptymalizowanymi arkuszami spodnimi i lepszą jakością produkcji wykazały wyjątkową-stabilność długoterminową.