Solar PV-modulfel och fel

Källa: ee.co.za

Modern PV-utrustning är konstruerad för pålitlig drift under hela produktens livslängd. Trots dessa tillverkningsfel och för tidiga fel uppstår fortfarande som kan påverka produktens prestanda.

Pålitlighet och kvalitet är designad och inbyggd i modern solenergi-utrustning. Massproduktionstekniker, även om de är kontrollerade och dålig kvalitetskontroll, kan fortfarande införa tillverkningsfel i produkten, och fältinstallation samt transport kan resultera i skador, som alla kan förkorta produktens livslängd.

En nyckelfaktor för att minska kostnaderna för fotovoltaiska system är att öka tillförlitligheten och livslängden för PV-modulerna. Dagens statistik visar nedbrytningshastigheter för den nominella effekten för kristallin PV-moduler av kisel på 0,8% / år [1]. Även om moderna produkter är utformade för att utnyttja material av högre kvalitet och mekaniserad tillverkning, har priskonkurrens lett till att tunnare och mindre material används vid tillverkning av paneler. Dessutom finns det bevis för att vissa tillverkare har återgått till att använda lägre kvalitet för att sänka priserna.

För tidigt misslyckande av paneler kan ha en stor ekonomisk konsekvens för PV-installationer, eftersom den stora livscykelkostnaden är kapital. Ett PV-modulfel är en effekt som antingen försämrar modulens effekt som inte vänds vid normal drift eller skapar en säkerhetsproblem.

En rent kosmetisk fråga som inte har någon av dessa konsekvenser betraktas inte som ett PV-modulfel. Ett PV-modulfel är relevant för garantin när den inträffar under förhållanden som modulen normalt upplever [1].

Vanligtvis är produktfel uppdelad i följande tre kategorier:

• Spädbarnssvikt

• Midlivsfel

• Slitagefel

Fig. 1 visar exempel på dessa tre typer av fel för PV-moduler. Förutom dessa modulfel visar många PV-moduler ljusinducerad effektnedbrytning (LID) direkt efter installationen. LID är en felstyp som inträffar hur som helst och den nominella effekten som skrivs ut på PV-modulens etikett justeras vanligtvis av den förväntade standardiserade mättade effektförlusten på grund av detta fel.

Fig. 1: Tre typiska felscenarier för skivbaserade kristallina fotovoltaiska moduler [1].

LID: Ljusinducerad nedbrytning
PID: Potentiellt inducerad nedbrytning
EVA: Etylenvinylacetat
J-box: Kopplingsbox

Fel och fel inträffar

Detaljerade studier av fel under drift under panelernas hela livslängd är inte tillgängliga eftersom de flesta installationer är nyligen och leverantörer är ovilliga att släppa sådana siffror. Rapporter om studier av spädbarnsdödlighet, dvs. misslyckande vid installationen, ger siffror mellan 1 och 2% av alla installerade paneler [3]. Flera simuleringsstudier med accelererad livstid har genomförts, men på ett begränsat antal paneler.

BP Solar har rapporterat en felfrekvens på 0,13% under en åttaårsperiod för Solarex c-Si-paneler och Sandia National Laboratories har förutspått en misslyckanden på 0,05% per år baserat på fältdata [4]. Dessa är dock kortvariga siffror för tidig livslängd och inga siffror om fel i sen livslängd för stora installationer finns tillgängliga.

Stora fel och misslyckanden

Fel kan delas in i prestanda- och säkerhetsrelaterade feltyper. Säkerhetsrelaterade fel kan leda till egendomsskador eller personskada. Prestationsrelaterade fel resulterar i en förlust eller minskning av uteffekten.

Fel uppstår i följande områden:

• Skivorna eller cellerna i kristallina PV-produkter

• Inkapslingen

• Glasbotten

• Intern ledningar

• Ram och beslag

• De amorfa skikten i amorf PV

Fel i rån eller cell

Försämring av cellens effektivitet är normal under cellens livslängd och betraktas inte som ett fel eller fel om inte nedbrytningshastigheten överskrider de normala gränserna. Huvuddelen av skiv- eller cellfel kommer att spricka i skivan och skador på anslutningar och ledare. Mindre fel uppstår genom anti-reflekterande beläggning (ARC) och cellkorrosion. Ljusinducerad nedbrytning i amorfa solpaneler är en känd effekt och betraktas inte nödvändigtvis som ett fel. Potentiellt inducerad nedbrytning är ett nytt fenomen som har dykt upp som ett resultat av allt högre spänningar som används i PV-system.

Anti-reflekterande beläggningsdelaminering

En antireflekterande beläggning (ARC) ökar ljusinsamlingen och ökar därför modulens effektomvandling. ARC-delaminering inträffar när den antireflekterande beläggningen kommer från cellens kiselyta. Detta är inte ett allvarligt fel om det inte finns mycket delaminering [2]. Forskning har visat att ARC-egenskaper är en orsakande faktor i PID.

Cellkrackning

Sprickor i PV-moduler är allestädes närvarande. De kan utvecklas i olika stadier av modulens livstid.

Speciellt under tillverkningen inducerar lödning höga spänningar i cellerna. Hantering och vibrationer i transport kan inducera eller expandera sprickor [4]. Slutligen upplever en modul i fältet mekaniska belastningar på grund av vind (tryck och vibrationer) och snö (tryck).

Mikro-sprickor kan orsakas eller förvärras av:

• Tillverkning

• Transport

• Installation

• Spänning under drift (termisk och på annat sätt)

Kristallina skivor har ökat i storlek och minskat i tjocklek under åren, vilket ökar potentialen för brott och sprickbildning. Sprickor i solceller är ett äkta problem för PV-moduler eftersom de är svåra att undvika och hittills i princip omöjligt att kvantifiera deras inverkan på modulens effektivitet under dess livslängd. I synnerhet kan närvaron av mikrosprickor endast ha en marginell effekt på kraften i en ny modul, så länge de olika delarna av cellerna fortfarande är elektriskt anslutna.

När modulen åldras och utsätts för termiska och mekaniska spänningar kan sprickor införas. En upprepad relativ rörelse av de knäckta celldelarna kan resultera i en fullständig separering, vilket således resulterar i inaktiva celldelar. För detta speciella fall är en tydlig bedömning av strömförlusten möjlig. För en 60-cell, 230 W PV-modul är förlusten av celldelar acceptabel så länge den förlorade delen är mindre än 8% av cellområdet [3].

Fig. 2: Snigelspår på grund av mikrosprickor i celler [1].

Mikrokrackor är sprickor i kiselsubstratet i PV-cellerna som ofta inte kan ses med blotta ögat. Det kan bildas sprickor i olika längder och orientering i en solcell. Skivskivan, cellproduktionsträngning och inbäddningsprocessen under produktionsprocessen orsakar cellsprickor i de fotovoltaiska cellerna. Strängningsprocessen för solcellerna har en särskilt hög risk för införande av sprickor [1].

Det finns tre olika källor till mikrosprickor under produktionen; var och en har sin egen sannolikhet:

• Sprickor som börjar från cellkopplingsbandet orsakas av restspänningen som induceras av lödningsprocessen. Dessa sprickor är ofta belägna i slutet eller startpunkten för anslutningen, eftersom det finns den högsta restspänningen. Denna sprickartyp är den vanligaste.

• Den så kallade tvärsprickan, som orsakas av att maskiner pressar på skivan under produktionen.

• Sprickor som börjar från cellens kant orsakas av att cellen påverkar ett hårt föremål.

När cellsprickor finns i en solmodul finns det en ökad risk att korta cellsprickor under drift av solmodulen kan utvecklas till längre och bredare sprickor. Detta beror på mekanisk spänning orsakad av vind- eller snöbelastning och termomekanisk påkänning på solmodulerna på grund av temperaturvariationer orsakade av passerade moln och variationer i väder.

Mikro-sprickor kan ha olika ursprung och resultera i ganska "mjuka" resultat såsom avkastningsminskande sprängning av delar av den drabbade cellen till allvarligare effekter som innebär minskningar av kortslutningsströmmen och celleffektiviteten. Visuellt kan mikrosprickor visas i form av så kallade "snigelspår" på cellstrukturen. Snigelspår - som ett långsiktigt påverkande tecken - kan dock också vara resultatet av kemisk process som orsakar att ytan på cellen förändras och / eller heta ställen.

Beroende på sprickmönstret för de större sprickorna kan den termiska, mekaniska påkänningen och fuktigheten leda till "döda" eller "inaktiva" celldelar som orsakar en förlust av effektuttag från den drabbade fotovoltaiska cellen. En död eller inaktiv celldel innebär att denna speciella del av den fotovoltaiska cellen inte längre bidrar till solmodulens totala effekt. När denna döda eller inaktiva del av den fotovoltaiska cellen är större än 8% av det totala cellområdet, kommer det att leda till en effektförlust som ökar ungefär linjärt med det inaktiva cellområdet [1].

Sprickor växer potentiellt under en längre driftstid och utvidgar därmed deras skadliga påverkan på funktionaliteten och prestandan hos en PV-modul, vilket också kan leda till hotspots. Odetekterade mikrosprickor kan resultera i en livslängd på mindre än väntat. De skiljer sig åt i storlek, plats på cellen och påverkan.

Mikro-sprickor kan upptäckas i fältet före installation och under projektets livslängd. Det finns olika kvalitetskontrollmetoder för att identifiera mikrosprickor av vilka elektroluminescens (EL) eller elektroluminescens sprickdetektering (ELCD) är en av de mest tillämpade metoderna. EL-testning kan upptäcka dolda defekter som tidigare inte kunde spåras av andra testmetoder, till exempel infraröd (IR) avbildning med värmekameror, VA-karakteristik och flash-test [1]. Vissa tillverkare rekommenderar regelbunden inspektion av installerade paneler under livslängden [3].

Inkapslingsfel

En solpanel är en ”smörgås” som består av olika materiallager (fig. 3).

Fig. 3: Komponenter i en PV-modul [2].

Inkapslingsmaterial används för att:

• Motstå värme, fuktighet, UV-strålning och termisk cykling

• Ge god vidhäftning

• Koppla optiskt glas till celler

• Elektriskt isolera komponenter

• Kontrollera, reducera eller eliminera fuktinträngning

Det mest co- mmonmaterial som används för inkapsling är etalinvinylacetat (EVA). Fel på inkapslingsmedlet kan leda till fel eller försämring av PV-modulen.

Vidhäftningsfel

Vidhäftningen mellan glaset, inkapslingsmedlet, aktiva lager och bakre lager kan komprometteras av många skäl. Tunnfilm och andra typer av PV-teknik kan också innehålla en transparent ledande oxid (TCO) eller liknande skikt som kan delaminera från ett angränsande glasskikt.

Typiskt, om vidhäftningen äventyras på grund av föroreningar (t.ex. felaktig rengöring av glaset) eller miljöfaktorer, kommer delaminering att ske, följt av fuktinträngning och korrosion. Delaminering vid gränssnitt inom den optiska vägen kommer att resultera i optisk reflektion (t.ex. upp till 4%, effektförlust, vid ett enda gränssnitt för luft / polymer) och efterföljande förlust av ström (effekt) från modulerna [1].

Ättiksyraproduktion

EVA-ark reagerar med fukten och bildar ättiksyra som påskyndar korrosionsprocessen för den inre komponenten i PV-modulkomponenter. Detta kan också vara resultatet av EVA-åldringsprocessen och kan attackera silverkontakter och påverka cellproduktionen. För permeabla bakre ark är detta inte ett problem eftersom ättiksyra kan undkomma. Men för ogenomträngliga bakark kan denna defekt orsaka betydande effektförluster över tiden.

Färgning av inkapslingsmedel

Detta kommer att resultera i en viss förlust av överföring och därför minskad effekt. Missfärgningen beror på blekning av syre, så med ett andningsbart bakark får cellernas centrum missfärgas medan utsidan ringar förblir tydliga. Detta kan uppstå på grund av dålig tvärbindning och / eller tillsatser i EVA-formuleringen.

Fig. 4: Missfärgad EVA [5].

Utan koncentration tar det fem till tio år att se missfärgning och längre tid att starkt minska uteffekten. Det är inte själva EVA som missfärger, utan tillsatser i formuleringen. Denna defekt kan förhindra att lite ljus når panelen [5].

Delaminering

Delaminering är avskiljningen av inkapslingsmedlet från glaset eller cellen. Delaminering kan ske mellan superstrat (glas), underlag (bakark) och inkapslingsmedel eller mellan inkapslingsmedel och celler. Delaminering från det främre glaset kan uppstå på grund av dålig EVA-vidhäftning eller dålig glasrengöringsprocedur under tillverkningsprocessen. Denna defekt kan förhindra att lite ljus når panelen. Problemet kan bli allvarligare om fuktighet samlas i tomrummet och skapar kortslutningar nära lödtrådarna.

Delaminering från cellen orsakas troligen av dålig tvärbindning eller förorening av cellytan. Denna defekt kan vara allvarlig eftersom när en luftbubbla skapas i laminatet finns det möjlighet för fuktansamling och kortslutningar. Delaminering från insatsen sker om EVA inte vidhäftade väl till insatsen under tillverkningen.

De nya vägarna och efterföljande korrosion efter delaminering minskar modulens prestanda, men utgör inte automatiskt ett säkerhetsproblem. Delaminering av det bakre arket kan emellertid möjliggöra exponering för aktiva elektriska komponenter. När en modul är konstruerad med fram- och bakark av glas kan det finnas ytterligare spänningar som förbättrar delaminering och / eller glasbrott.

Bakre arkfel

Modulens bakre ark fungerar både för att skydda elektroniska komponenter från direkt exponering för miljön och för att ge säker drift i närvaro av höga DC-spänningar. Baksidearken kan bestå av glas eller polymerer och kan innehålla en metallfolie.

Fig. 5: Delaminering (Rycroft).

Vanligtvis består ett bakark av en laminatstruktur med en mycket stabil och UV-resistent polymer, ofta en fluorpolymer på utsidan, direkt utsatt för miljön, ett inre lager av PET, följt av det inkapslande skiktet [1] .

När ett bakre glas används istället för ett bakre ark kan det misslyckas genom att gå sönder. Om modulen är konstruerad som en tunnfilmsanordning på bakarket (underlag CIGS), utgör detta en betydande säkerhetsrisk utöver betydande eller, mer troligt, fullständig strömförlust för den modulen. Det kan finnas ett litet gap längs sprickorna och viss spänning som kan producera och upprätthålla en elektrisk båge.

Om detta händer i samband med att en bypassdiod inte fungerar, kan hela systemspänningen vara närvarande över gatan och skapa en stor och bibehållen båge som troligen kommer att smälta glas, eventuellt starta en brand. Om ett glasskivan skulle bryta i en typisk kristallin Si-modul skulle det emellertid fortfarande finnas ett skikt av inkapslingsmedel för att tillhandahålla ett litet mått på elektrisk isolering.

Delaminering från EVA kan inträffa på grund av dålig vidhäftning mellan EVA och bakarket eller om höljets vidhäftningsskikt skadas av UV-exponering eller en temperaturökning.

Gulning på framsidan orsakas av en nedbrytning av polymeren som används för att främja vidhäftningen av det specifika bakarket till inkapslingsmedlet. Gulning förknippas ofta med försämrade mekaniska egenskaper. Med denna fel är det troligt att bakarket så småningom kan delaminera och / eller spricka [3].

Gulning av luftsidan är ett tecken på UV-känslighet som kan accelereras av höga temperaturer. Denna defekt uppstår också i vissa bakark som ett resultat av termisk nedbrytning. Gulning förknippas ofta med försämrade mekaniska egenskaper. Med denna fel är det troligt att bakarket så småningom kan delaminera och / eller spricka [3].

Hotspots

Uppvärmning av heta punkter sker i en modul när dess driftström överskrider den reducerade kortslutningsströmmen (I _sc ) för en skuggad eller felaktig cell eller grupp av celler. När ett sådant tillstånd inträffar tvingas den drabbade cellen eller gruppen av celler till omvänd förspänning och måste sprida makten.

Fig. 6: Kristallina silikonsolceller sammankopplade i serie med flikband [6].

Om kraftspridningen är tillräckligt hög eller lokaliserad tillräckligt kan den omvända partiska cellen överhettas vilket resulterar i smältning av lod och / eller kisel och försämring av inkapslingsmedlet och bakarket [5].

Ledningsband och ledfel

Solceller är utrustade med två grundelement, främre och bakre kontakter, vilket tillåter ström till den externa kretsen. Strömmen transporteras av bussremsor som är lödda till de främre och bakre kontakterna. Ett fel i strängbandet är förknippat med förlust av uteffekt. Samtrafikavbrott inträffar som ett resultat av termisk expansion och sammandragning eller upprepad mekanisk spänning. Dessutom bidrar tjockare band eller kinks i bandet till att bryta sammankopplingar och resulterar i kortslutna celler och öppna kretsar.

En kritisk del av modulen är lödfogens sammankopplingar. De består av många material bundna tillsammans inklusive lödning, bussstång, band och kiselskivan. Dessa material har olika termiska och mekaniska egenskaper. Vid limning utvecklar aggregatet termomekaniska tillförlitlighetsproblem som orsakas av skillnader i de bundna materialens termiska expansionskoefficient. Lodet ger en koppling mellan elektroden och bandet.

PV-modulens temperatur varierar beroende på lokalt väder, vilket i sin tur påverkar hastigheten för nedbrytning av löd samtrafik. I en livslängdsmodelleringsanalys rapporterades att för samma typ av c-Si PV-moduler belägna i olika väderförhållanden var livslängden kortast i en öken följt av de i tropikerna.

Även om användningen av lödningsprocessen vid montering av solceller i PV-moduler har fördelen att ge produkter som har hög tillförlitlighet till minimal produktionskostnad, sker tekniken vid hög temperatur med inneboende potential att producera skjuvspänning i kiselskivan. Fel och nedbrytning av lödfogarna orsakar en ökning av seriens motstånd, vilket leder till förlust av kraft.

Modulens livslängd

Alla ovanstående fel bidrar till nedbrytning och ultimat misslyckande av PV-paneler. PV-moduler är utformade för att hålla i 20 år eller mer, och nya moduler genomgår accelererade testprogram som simulerar effekterna av värme, fuktighet, temperaturcykling, UV-strålning och andra faktorer [5]. Resultaten av testprogram genomförda av Kohl visas i Fig. 7 [7].

Fig. 7: Accelererade åldringstest på kommersiella c-Si-moduler [7].

En normaliserad effektnivå på 0,8 tas vanligtvis som en livslängd för en PV-panel. Det framgår av testkurvorna att panelerna försämras snabbt efter denna punkt.

I början av 1990-talet var tio års garantier typiska. Idag erbjuder nästan alla tillverkare 20 till 25 års garanti. Men en 25 års garanti betyder inte att projektet är skyddat. Man måste ställa följande frågor:

• Kommer modulleverantören att vara kvar om 15 år när problem uppstår?

• Finansierar leverantören ett spärrkonto för att säkerställa att projektet skyddas om det är borta?

• Förlitar sig leverantören helt enkelt på IEC-kvalifikationstester för att göra anspråk på långsiktig hållbarhet?

• Om leverantören bara har funnits i fem år, hur kan den hävda att modulerna varar i 25 år?

Ökningen av garantiernas längd är lovande, men en investerare eller utvecklare måste noggrant granska företaget som tillhandahåller det [4].

referenser

[1] IEA: “ Granskning av misslyckanden i fotovoltaiska moduler ”, uppgift 13 extern slutrapport, IEA-PVPS, mars 2014.
[2] Dupont: ” En guide för att förstå solpanelens defekter: från tillverkning till fältmoduler ”, www.dupont.com
[3] M Kontges, et al: " Crackstatistik över kristallina fotovoltaiska moduler ", 26: e Europeiska fotovoltaiska solenergikonferensen och utställningen, 2011.
[4] E Fitz: " Effekten av PV-modulens pålitlighet ", Renewable Energy World, mars 2011.
[5] J Wolgemuth et al: " Failure-lägen för kristallina Si-moduler ", PV Module Reliability Workshop 2010.
[6] M Zarmai: ” En översyn av sammankopplingstekniker för förbättrad solcellcellscelle-solcellsmodulmontering ”, Applied Energy, 2015.
[7] M Koehl et al: PV-tillförlitlighet (kluster II): Resultat från ett tyskt fyraårigt gemensamt projekt - del I, resultat påskyndade åldringstester och modellering av nedbrytning, 25: e EU-PVSEC, 2010.