Mindig felmerülnek kérdések a degradáció témájával kapcsolatban.
El?ször is a degradáció definíciója:
Degradációnak vagy öregedésnek nevezzük a szolárcella teljesítményének egy id? utáni csökkenését.
A poli- és a monokristályos szilícium szolárcellák kevésbé érintettek ebben, mint az amorf szilíciumból készült vékonyfilmes cellák. Az amorf szolárcelláknál ez az effektus f?leg az els? 1.000 üzemórában lép felérezhet?en és azután egyre kisebb lesz a degradáció. Kristályos celláknál ez az effektus állandó jelleg? és az egész üzemid? alatt mérhet?. A CIS- és a CdTe-vékonyfilmes celláknál alig jelentkezik degradáció a fény behatása miatt. Egy kicsi érték? degradáció azonban jelentkezhet más okokból is ugyan ezeknél a típusoknál.
A hatásfok csökkenése a gyártó által lesz kiszámítva és erre az értékre adnak aztán garanciát: 90 %-os cellateljesítményt 10 évre és 80 %-osat 20-25 évre.
Minden modultípusra – függetlenül az alkalmazott technológiától – érvényes, hogy például a véd?üveg korrodálása vagy a modul felületén képz?d? gomba- vagy moharéteg érezhet?en lecsökkenti a modul teljesít?képességét. Ugyanez érvényes a cellákhoz beszivárgott nedvesség okozta korrodáló jelenség miatt is. A degradációt befolyásoló itt említett tényez?k azt mutatják, hogy a degradáció tehát nem egyedül csak technológiától függ: a gyártók nagyon sokat tudnak tenni az alkalmazott anyagok gondos megválasztásával, a mindenkori gyártási technológiával és a min?ségellen?rzéssel a degradáció fokának javításában.
A vizsgáló laboratóriumokban ezt az öregedési jelenséget el?kényszerítik. Így a gyártók ezen adatok ismeretében valós adatokat kapnak a várható degradáció nagyságáról és a végfogyasztóknak pedig erre alapozott garanciát adhatnak ki. Egy másik eljárás a modulok degradációjának megmérésére a hozammérés alapján lehetséges. Mindenesetre öregebb rendszereknél, az akkor alkalmazott technológia miatt, kevésbé tükrözi vissza a mai technika állását és a gyártási min?séget, ezért az ilyen eredményeket csak feltételezve lehet a mai piacon kapható modulokra vetíteni és azokból következtetéseket levonni.
A (poli-/mono)kristályos szolárcelláknál, a kezdeti 2 %-os degradációs érték után, relatíve állandó a degradáció az egész üzemid? alatt, ami közel 0,2 % illetve 0,1-1 % évente.
A vékonyfilmes moduloknál els?sorban az amorf szilíciumosnál (a-Si) f?leg az els? üzemórákban mérhet? egy igen er?s degradáció. Az els? 1.000 üzemid? alatt 10-15-25 %-os degradációt is szenvedhetnek. Ez a kezdetleges degradáció a Staebler-Wronski-effektusra vezethet? vissza, de ezután beáll a névleges teljesítmény egy állandó értékre és a további öregedési fok nagysága igen minimális. Erre a kezdeti nagyobb degradációra utalnak is az ilyen modulok gyártói az adatlapokon. A vev? így a vásárláskor általában nagyobb teljesítmény? modult fog kapni, mint ahogy azt a gyártó megadta.
A CIS-vékonyfilmes (CuInSe2) cellákra ugyanaz a degradáció érvényes, mint a kristályos szilíciumosokra.
Egyértelm? okot a degradációra még máig nem sikerült tudományos alapokon megadni senkinek. Jelenleg els?sorban a PID-del (Potential Induced Degradation), a feszültség által indukált degradációval foglalkoznak a kutatási laborokban.
Ezzel szemben a kadmium-tellurid (CdTe) vagy a réz-indium-szelén (CIS) vékonyfilmes moduloknál a fény által el?idézett degradáció elhanyagolható nagyságú. De a vékony (3 µm) bevonati réteg miatt sokszor felléphet bels? rövidzárlati hiba és a h?mérsékletváltozások miatt -egyes esetekben- megsérülhetnek a fémes kontaktusok, amik az egyes cellákat kötik össze. Egy további befolyásolás tényez? lehet még öregedési folyamatra a tokosításkor alkalmazott anyag min?sége is. Ami ahhoz vezethet, hogy a vékonyfilmes moduloknál 0,25-0,5 százalékos degradációval kell évente számolni.
Az összehasonlítási méréshez mindig az alap- illetve a kiindulási értéket kell venni, ezek az ún. flasher-adatok. Természetesen ezeknek a flasher-adatoknak is vannak toleranciájuk. Továbbá minden gyártó másképpen kezeli a flasht, konzervatívan vagy éppen úgy, hogy a magasabb pluszt?rések jöjjenek ki.
A vékonyfilmes modulok berezgési viselkedését lényegesen nehezebb kalibrálni, mint a szilícium kristályosokét. De még ott is vannak különbségek.
Több mérésünk alatt az amorf moduloknál az els? besugárzási id?szakban volt er?sebb degradáció érzékelhet?, és 3 hét illetve 5 hónap múlva stabilizálódott a hatásfok (ez az a-Si-cella telítettségi értéke, azaz irreversible degradáció). Eddigi tapasztalataink szerint 5 év után 6-9 %-os degradációt lehet – ugyanazon körülmények között – észlelni! Azt se felejtsük el, hogy az amorf moduloknak tavasszal/nyáron jobb a hatásfokuk, mint összel és télen. Az ilyenfajta degradációt viszont reversible (visszaforduló) degradációnak nevezzük.
A napelemes moduloknál 20-25 éves távlatban adják meg a degradációs nagyságot. A legtöbb modulgyártó ma már legalább 20 éves teljesítménygaraciát ad, de vannak ekik még ennél is nagyobbat. A teljesítménygarancia megadása lépcs?zetes értékekben szabványosított: 10 évet adnak a 90 %-os hatásfokra, ezután még 80 %-osat. Ami stimmel is az elvárásokhoz képest:szokásosan felvett érték az éves 0,5 %-os teljesítményveszteség. Ami azt jelentené, hogy 10 év múlva 95 %-os hatásfokkal üzemelnek a napelemes modulok.
PID-effektus
Potential Induced Degradation / Feszültség által indukált degradáció
Ha a szolárgenerátornak (a szolármodul vagy a szolárrendszer) pozitív potenciálja van a földhöz képest, úgy lehetséges, hogy negatív töltések gy?lnek fel a cella felületén. Ezeknek a töltéseknek tulajdonképpen vissza kellene folyniuk a cella hátsó kontaktusára, hogy ezáltal kivegyék részüket az áramtermelés fokozásába. Ehelyett azonban ezek a töltések a cellákat beágyazó EVA-anyagon (etilén vinil acetát alias etilvinilakrilát) és a fels? üvegen keresztül a modulkerethez vándorolnak és így nem javítják a hatásfokot. Ez a már több éve ismert PID-hatás f?leg magas rendszerfeszültségeknél mutatkozik meg érezhet?en (ezért is vagyok ellene a magas rendszerfeszültségnek és a központi invertereknek: inkább több stringgel a kisebb inverterekbe, aminek más el?nyei is vannak így).
Nagyon sok cella – és modulgyártó küszködik még ezzel a problémával. A cellákra felvitt módosított antireflexiós réteg valamint cellák oxigéntartalmának csökkentése (< 15 ppm) és az alkalmazásnak megfelel? EVA anyag is pozitívan hatna ki erre a jelenségre.
Ez a jelenség fokozódik tehát magas rendszerfeszültség, magas h?mérséklet és magas nedvességtartalom esetében, ami 20 %-os teljesítményveszteséget is okozhat.
Ezt a negatív PID-jelenséget megfelel? technikai eszközökkel teljesen meg lehet fordítani, pl.: a negatív vagy a pozitív pólus földelésével. Hogy a szolárgenerátor melyik pólusát kell (szabad) leföldelni, az a modulgyártótól függ és csak el?zetes egyeztetés után szabad csak végrehajtani.
2012.09.23. | © Michael Debreczeni
Mindig felmerülnek kérdések a degradáció témájával kapcsolatban.
El?ször is a degradáció definíciója:
Degradációnak vagy öregedésnek nevezzük a szolárcella teljesítményének egy id? utáni csökkenését.
A poli- és a monokristályos szilícium szolárcellák kevésbé érintettek ebben, mint az amorf szilíciumból készült vékonyfilmes cellák. Az amorf szolárcelláknál ez az effektus f?leg az els? 1.000 üzemórában lép felérezhet?en és azután egyre kisebb lesz a degradáció. Kristályos celláknál ez az effektus állandó jelleg? és az egész üzemid? alatt mérhet?. A CIS- és a CdTe-vékonyfilmes celláknál alig jelentkezik degradáció a fény behatása miatt. Egy kicsi érték? degradáció azonban jelentkezhet más okokból is ugyan ezeknél a típusoknál.
A hatásfok csökkenése a gyártó által lesz kiszámítva és erre az értékre adnak aztán garanciát: 90 %-os cellateljesítményt 10 évre és 80 %-osat 20-25 évre.
Minden modultípusra – függetlenül az alkalmazott technológiától – érvényes, hogy például a véd?üveg korrodálása vagy a modul felületén képz?d? gomba- vagy moharéteg érezhet?en lecsökkenti a modul teljesít?képességét. Ugyanez érvényes a cellákhoz beszivárgott nedvesség okozta korrodáló jelenség miatt is. A degradációt befolyásoló itt említett tényez?k azt mutatják, hogy a degradáció tehát nem egyedül csak technológiától függ: a gyártók nagyon sokat tudnak tenni az alkalmazott anyagok gondos megválasztásával, a mindenkori gyártási technológiával és a min?ségellen?rzéssel a degradáció fokának javításában.
A vizsgáló laboratóriumokban ezt az öregedési jelenséget el?kényszerítik. Így a gyártók ezen adatok ismeretében valós adatokat kapnak a várható degradáció nagyságáról és a végfogyasztóknak pedig erre alapozott garanciát adhatnak ki. Egy másik eljárás a modulok degradációjának megmérésére a hozammérés alapján lehetséges. Mindenesetre öregebb rendszereknél, az akkor alkalmazott technológia miatt, kevésbé tükrözi vissza a mai technika állását és a gyártási min?séget, ezért az ilyen eredményeket csak feltételezve lehet a mai piacon kapható modulokra vetíteni és azokból következtetéseket levonni.
A (poli-/mono)kristályos szolárcelláknál, a kezdeti 2 %-os degradációs érték után, relatíve állandó a degradáció az egész üzemid? alatt, ami közel 0,2 % illetve 0,1-1 % évente.
A vékonyfilmes moduloknál els?sorban az amorf szilíciumosnál (a-Si) f?leg az els? üzemórákban mérhet? egy igen er?s degradáció. Az els? 1.000 üzemid? alatt 10-15-25 %-os degradációt is szenvedhetnek. Ez a kezdetleges degradáció a Staebler-Wronski-effektusra vezethet? vissza, de ezután beáll a névleges teljesítmény egy állandó értékre és a további öregedési fok nagysága igen minimális. Erre a kezdeti nagyobb degradációra utalnak is az ilyen modulok gyártói az adatlapokon. A vev? így a vásárláskor általában nagyobb teljesítmény? modult fog kapni, mint ahogy azt a gyártó megadta.
A CIS-vékonyfilmes (CuInSe2) cellákra ugyanaz a degradáció érvényes, mint a kristályos szilíciumosokra.
Egyértelm? okot a degradációra még máig nem sikerült tudományos alapokon megadni senkinek. Jelenleg els?sorban a PID-del (Potential Induced Degradation), a feszültség által indukált degradációval foglalkoznak a kutatási laborokban.
Ezzel szemben a kadmium-tellurid (CdTe) vagy a réz-indium-szelén (CIS) vékonyfilmes moduloknál a fény által el?idézett degradáció elhanyagolható nagyságú. De a vékony (3 µm) bevonati réteg miatt sokszor felléphet bels? rövidzárlati hiba és a h?mérsékletváltozások miatt -egyes esetekben- megsérülhetnek a fémes kontaktusok, amik az egyes cellákat kötik össze. Egy további befolyásolás tényez? lehet még öregedési folyamatra a tokosításkor alkalmazott anyag min?sége is. Ami ahhoz vezethet, hogy a vékonyfilmes moduloknál 0,25-0,5 százalékos degradációval kell évente számolni.
Az összehasonlítási méréshez mindig az alap- illetve a kiindulási értéket kell venni, ezek az ún. flasher-adatok. Természetesen ezeknek a flasher-adatoknak is vannak toleranciájuk. Továbbá minden gyártó másképpen kezeli a flasht, konzervatívan vagy éppen úgy, hogy a magasabb pluszt?rések jöjjenek ki.
A vékonyfilmes modulok berezgési viselkedését lényegesen nehezebb kalibrálni, mint a szilícium kristályosokét. De még ott is vannak különbségek.
Több mérésünk alatt az amorf moduloknál az els? besugárzási id?szakban volt er?sebb degradáció érzékelhet?, és 3 hét illetve 5 hónap múlva stabilizálódott a hatásfok (ez az a-Si-cella telítettségi értéke, azaz irreversible degradáció). Eddigi tapasztalataink szerint 5 év után 6-9 %-os degradációt lehet – ugyanazon körülmények között – észlelni! Azt se felejtsük el, hogy az amorf moduloknak tavasszal/nyáron jobb a hatásfokuk, mint összel és télen. Az ilyenfajta degradációt viszont reversible (visszaforduló) degradációnak nevezzük.
A napelemes moduloknál 20-25 éves távlatban adják meg a degradációs nagyságot. A legtöbb modulgyártó ma már legalább 20 éves teljesítménygaraciát ad, de vannak ekik még ennél is nagyobbat. A teljesítménygarancia megadása lépcs?zetes értékekben szabványosított: 10 évet adnak a 90 %-os hatásfokra, ezután még 80 %-osat. Ami stimmel is az elvárásokhoz képest:szokásosan felvett érték az éves 0,5 %-os teljesítményveszteség. Ami azt jelentené, hogy 10 év múlva 95 %-os hatásfokkal üzemelnek a napelemes modulok.
PID-effektus
Potential Induced Degradation / Feszültség által indukált degradáció
Ha a szolárgenerátornak (a szolármodul vagy a szolárrendszer) pozitív potenciálja van a földhöz képest, úgy lehetséges, hogy negatív töltések gy?lnek fel a cella felületén. Ezeknek a töltéseknek tulajdonképpen vissza kellene folyniuk a cella hátsó kontaktusára, hogy ezáltal kivegyék részüket az áramtermelés fokozásába. Ehelyett azonban ezek a töltések a cellákat beágyazó EVA-anyagon (etilén vinil acetát alias etilvinilakrilát) és a fels? üvegen keresztül a modulkerethez vándorolnak és így nem javítják a hatásfokot. Ez a már több éve ismert PID-hatás f?leg magas rendszerfeszültségeknél mutatkozik meg érezhet?en (ezért is vagyok ellene a magas rendszerfeszültségnek és a központi invertereknek: inkább több stringgel a kisebb inverterekbe, aminek más el?nyei is vannak így).
Nagyon sok cella – és modulgyártó küszködik még ezzel a problémával. A cellákra felvitt módosított antireflexiós réteg valamint cellák oxigéntartalmának csökkentése (< 15 ppm) és az alkalmazásnak megfelel? EVA anyag is pozitívan hatna ki erre a jelenségre.
Ez a jelenség fokozódik tehát magas rendszerfeszültség, magas h?mérséklet és magas nedvességtartalom esetében, ami 20 %-os teljesítményveszteséget is okozhat.
Ezt a negatív PID-jelenséget megfelel? technikai eszközökkel teljesen meg lehet fordítani, pl.: a negatív vagy a pozitív pólus földelésével. Hogy a szolárgenerátor melyik pólusát kell (szabad) leföldelni, az a modulgyártótól függ és csak el?zetes egyeztetés után szabad csak végrehajtani.
2012.09.23. | © Michael Debreczeni
Mindig felmerülnek kérdések a degradáció témájával kapcsolatban.
El?ször is a degradáció definíciója:
Degradációnak vagy öregedésnek nevezzük a szolárcella teljesítményének egy id? utáni csökkenését.
A poli- és a monokristályos szilícium szolárcellák kevésbé érintettek ebben, mint az amorf szilíciumból készült vékonyfilmes cellák. Az amorf szolárcelláknál ez az effektus f?leg az els? 1.000 üzemórában lép felérezhet?en és azután egyre kisebb lesz a degradáció. Kristályos celláknál ez az effektus állandó jelleg? és az egész üzemid? alatt mérhet?. A CIS- és a CdTe-vékonyfilmes celláknál alig jelentkezik degradáció a fény behatása miatt. Egy kicsi érték? degradáció azonban jelentkezhet más okokból is ugyan ezeknél a típusoknál.
A hatásfok csökkenése a gyártó által lesz kiszámítva és erre az értékre adnak aztán garanciát: 90 %-os cellateljesítményt 10 évre és 80 %-osat 20-25 évre.
Minden modultípusra – függetlenül az alkalmazott technológiától – érvényes, hogy például a véd?üveg korrodálása vagy a modul felületén képz?d? gomba- vagy moharéteg érezhet?en lecsökkenti a modul teljesít?képességét. Ugyanez érvényes a cellákhoz beszivárgott nedvesség okozta korrodáló jelenség miatt is. A degradációt befolyásoló itt említett tényez?k azt mutatják, hogy a degradáció tehát nem egyedül csak technológiától függ: a gyártók nagyon sokat tudnak tenni az alkalmazott anyagok gondos megválasztásával, a mindenkori gyártási technológiával és a min?ségellen?rzéssel a degradáció fokának javításában.
A vizsgáló laboratóriumokban ezt az öregedési jelenséget el?kényszerítik. Így a gyártók ezen adatok ismeretében valós adatokat kapnak a várható degradáció nagyságáról és a végfogyasztóknak pedig erre alapozott garanciát adhatnak ki. Egy másik eljárás a modulok degradációjának megmérésére a hozammérés alapján lehetséges. Mindenesetre öregebb rendszereknél, az akkor alkalmazott technológia miatt, kevésbé tükrözi vissza a mai technika állását és a gyártási min?séget, ezért az ilyen eredményeket csak feltételezve lehet a mai piacon kapható modulokra vetíteni és azokból következtetéseket levonni.
A (poli-/mono)kristályos szolárcelláknál, a kezdeti 2 %-os degradációs érték után, relatíve állandó a degradáció az egész üzemid? alatt, ami közel 0,2 % illetve 0,1-1 % évente.
A vékonyfilmes moduloknál els?sorban az amorf szilíciumosnál (a-Si) f?leg az els? üzemórákban mérhet? egy igen er?s degradáció. Az els? 1.000 üzemid? alatt 10-15-25 %-os degradációt is szenvedhetnek. Ez a kezdetleges degradáció a Staebler-Wronski-effektusra vezethet? vissza, de ezután beáll a névleges teljesítmény egy állandó értékre és a további öregedési fok nagysága igen minimális. Erre a kezdeti nagyobb degradációra utalnak is az ilyen modulok gyártói az adatlapokon. A vev? így a vásárláskor általában nagyobb teljesítmény? modult fog kapni, mint ahogy azt a gyártó megadta.
A CIS-vékonyfilmes (CuInSe2) cellákra ugyanaz a degradáció érvényes, mint a kristályos szilíciumosokra.
Egyértelm? okot a degradációra még máig nem sikerült tudományos alapokon megadni senkinek. Jelenleg els?sorban a PID-del (Potential Induced Degradation), a feszültség által indukált degradációval foglalkoznak a kutatási laborokban.
Ezzel szemben a kadmium-tellurid (CdTe) vagy a réz-indium-szelén (CIS) vékonyfilmes moduloknál a fény által el?idézett degradáció elhanyagolható nagyságú. De a vékony (3 µm) bevonati réteg miatt sokszor felléphet bels? rövidzárlati hiba és a h?mérsékletváltozások miatt -egyes esetekben- megsérülhetnek a fémes kontaktusok, amik az egyes cellákat kötik össze. Egy további befolyásolás tényez? lehet még öregedési folyamatra a tokosításkor alkalmazott anyag min?sége is. Ami ahhoz vezethet, hogy a vékonyfilmes moduloknál 0,25-0,5 százalékos degradációval kell évente számolni.
Az összehasonlítási méréshez mindig az alap- illetve a kiindulási értéket kell venni, ezek az ún. flasher-adatok. Természetesen ezeknek a flasher-adatoknak is vannak toleranciájuk. Továbbá minden gyártó másképpen kezeli a flasht, konzervatívan vagy éppen úgy, hogy a magasabb pluszt?rések jöjjenek ki.
A vékonyfilmes modulok berezgési viselkedését lényegesen nehezebb kalibrálni, mint a szilícium kristályosokét. De még ott is vannak különbségek.
Több mérésünk alatt az amorf moduloknál az els? besugárzási id?szakban volt er?sebb degradáció érzékelhet?, és 3 hét illetve 5 hónap múlva stabilizálódott a hatásfok (ez az a-Si-cella telítettségi értéke, azaz irreversible degradáció). Eddigi tapasztalataink szerint 5 év után 6-9 %-os degradációt lehet – ugyanazon körülmények között – észlelni! Azt se felejtsük el, hogy az amorf moduloknak tavasszal/nyáron jobb a hatásfokuk, mint összel és télen. Az ilyenfajta degradációt viszont reversible (visszaforduló) degradációnak nevezzük.
A napelemes moduloknál 20-25 éves távlatban adják meg a degradációs nagyságot. A legtöbb modulgyártó ma már legalább 20 éves teljesítménygaraciát ad, de vannak ekik még ennél is nagyobbat. A teljesítménygarancia megadása lépcs?zetes értékekben szabványosított: 10 évet adnak a 90 %-os hatásfokra, ezután még 80 %-osat. Ami stimmel is az elvárásokhoz képest:szokásosan felvett érték az éves 0,5 %-os teljesítményveszteség. Ami azt jelentené, hogy 10 év múlva 95 %-os hatásfokkal üzemelnek a napelemes modulok.
PID-effektus
Potential Induced Degradation / Feszültség által indukált degradáció
Ha a szolárgenerátornak (a szolármodul vagy a szolárrendszer) pozitív potenciálja van a földhöz képest, úgy lehetséges, hogy negatív töltések gy?lnek fel a cella felületén. Ezeknek a töltéseknek tulajdonképpen vissza kellene folyniuk a cella hátsó kontaktusára, hogy ezáltal kivegyék részüket az áramtermelés fokozásába. Ehelyett azonban ezek a töltések a cellákat beágyazó EVA-anyagon (etilén vinil acetát alias etilvinilakrilát) és a fels? üvegen keresztül a modulkerethez vándorolnak és így nem javítják a hatásfokot. Ez a már több éve ismert PID-hatás f?leg magas rendszerfeszültségeknél mutatkozik meg érezhet?en (ezért is vagyok ellene a magas rendszerfeszültségnek és a központi invertereknek: inkább több stringgel a kisebb inverterekbe, aminek más el?nyei is vannak így).
Nagyon sok cella – és modulgyártó küszködik még ezzel a problémával. A cellákra felvitt módosított antireflexiós réteg valamint cellák oxigéntartalmának csökkentése (< 15 ppm) és az alkalmazásnak megfelel? EVA anyag is pozitívan hatna ki erre a jelenségre.
Ez a jelenség fokozódik tehát magas rendszerfeszültség, magas h?mérséklet és magas nedvességtartalom esetében, ami 20 %-os teljesítményveszteséget is okozhat.
Ezt a negatív PID-jelenséget megfelel? technikai eszközökkel teljesen meg lehet fordítani, pl.: a negatív vagy a pozitív pólus földelésével. Hogy a szolárgenerátor melyik pólusát kell (szabad) leföldelni, az a modulgyártótól függ és csak el?zetes egyeztetés után szabad csak végrehajtani.
2012.09.23. | © Michael Debreczeni
Mindig felmerülnek kérdések a degradáció témájával kapcsolatban.
El?ször is a degradáció definíciója:
Degradációnak vagy öregedésnek nevezzük a szolárcella teljesítményének egy id? utáni csökkenését.
A poli- és a monokristályos szilícium szolárcellák kevésbé érintettek ebben, mint az amorf szilíciumból készült vékonyfilmes cellák. Az amorf szolárcelláknál ez az effektus f?leg az els? 1.000 üzemórában lép felérezhet?en és azután egyre kisebb lesz a degradáció. Kristályos celláknál ez az effektus állandó jelleg? és az egész üzemid? alatt mérhet?. A CIS- és a CdTe-vékonyfilmes celláknál alig jelentkezik degradáció a fény behatása miatt. Egy kicsi érték? degradáció azonban jelentkezhet más okokból is ugyan ezeknél a típusoknál.
A hatásfok csökkenése a gyártó által lesz kiszámítva és erre az értékre adnak aztán garanciát: 90 %-os cellateljesítményt 10 évre és 80 %-osat 20-25 évre.
Minden modultípusra – függetlenül az alkalmazott technológiától – érvényes, hogy például a véd?üveg korrodálása vagy a modul felületén képz?d? gomba- vagy moharéteg érezhet?en lecsökkenti a modul teljesít?képességét. Ugyanez érvényes a cellákhoz beszivárgott nedvesség okozta korrodáló jelenség miatt is. A degradációt befolyásoló itt említett tényez?k azt mutatják, hogy a degradáció tehát nem egyedül csak technológiától függ: a gyártók nagyon sokat tudnak tenni az alkalmazott anyagok gondos megválasztásával, a mindenkori gyártási technológiával és a min?ségellen?rzéssel a degradáció fokának javításában.
A vizsgáló laboratóriumokban ezt az öregedési jelenséget el?kényszerítik. Így a gyártók ezen adatok ismeretében valós adatokat kapnak a várható degradáció nagyságáról és a végfogyasztóknak pedig erre alapozott garanciát adhatnak ki. Egy másik eljárás a modulok degradációjának megmérésére a hozammérés alapján lehetséges. Mindenesetre öregebb rendszereknél, az akkor alkalmazott technológia miatt, kevésbé tükrözi vissza a mai technika állását és a gyártási min?séget, ezért az ilyen eredményeket csak feltételezve lehet a mai piacon kapható modulokra vetíteni és azokból következtetéseket levonni.
A (poli-/mono)kristályos szolárcelláknál, a kezdeti 2 %-os degradációs érték után, relatíve állandó a degradáció az egész üzemid? alatt, ami közel 0,2 % illetve 0,1-1 % évente.
A vékonyfilmes moduloknál els?sorban az amorf szilíciumosnál (a-Si) f?leg az els? üzemórákban mérhet? egy igen er?s degradáció. Az els? 1.000 üzemid? alatt 10-15-25 %-os degradációt is szenvedhetnek. Ez a kezdetleges degradáció a Staebler-Wronski-effektusra vezethet? vissza, de ezután beáll a névleges teljesítmény egy állandó értékre és a további öregedési fok nagysága igen minimális. Erre a kezdeti nagyobb degradációra utalnak is az ilyen modulok gyártói az adatlapokon. A vev? így a vásárláskor általában nagyobb teljesítmény? modult fog kapni, mint ahogy azt a gyártó megadta.
A CIS-vékonyfilmes (CuInSe2) cellákra ugyanaz a degradáció érvényes, mint a kristályos szilíciumosokra.
Egyértelm? okot a degradációra még máig nem sikerült tudományos alapokon megadni senkinek. Jelenleg els?sorban a PID-del (Potential Induced Degradation), a feszültség által indukált degradációval foglalkoznak a kutatási laborokban.
Ezzel szemben a kadmium-tellurid (CdTe) vagy a réz-indium-szelén (CIS) vékonyfilmes moduloknál a fény által el?idézett degradáció elhanyagolható nagyságú. De a vékony (3 µm) bevonati réteg miatt sokszor felléphet bels? rövidzárlati hiba és a h?mérsékletváltozások miatt -egyes esetekben- megsérülhetnek a fémes kontaktusok, amik az egyes cellákat kötik össze. Egy további befolyásolás tényez? lehet még öregedési folyamatra a tokosításkor alkalmazott anyag min?sége is. Ami ahhoz vezethet, hogy a vékonyfilmes moduloknál 0,25-0,5 százalékos degradációval kell évente számolni.
Az összehasonlítási méréshez mindig az alap- illetve a kiindulási értéket kell venni, ezek az ún. flasher-adatok. Természetesen ezeknek a flasher-adatoknak is vannak toleranciájuk. Továbbá minden gyártó másképpen kezeli a flasht, konzervatívan vagy éppen úgy, hogy a magasabb pluszt?rések jöjjenek ki.
A vékonyfilmes modulok berezgési viselkedését lényegesen nehezebb kalibrálni, mint a szilícium kristályosokét. De még ott is vannak különbségek.
Több mérésünk alatt az amorf moduloknál az els? besugárzási id?szakban volt er?sebb degradáció érzékelhet?, és 3 hét illetve 5 hónap múlva stabilizálódott a hatásfok (ez az a-Si-cella telítettségi értéke, azaz irreversible degradáció). Eddigi tapasztalataink szerint 5 év után 6-9 %-os degradációt lehet – ugyanazon körülmények között – észlelni! Azt se felejtsük el, hogy az amorf moduloknak tavasszal/nyáron jobb a hatásfokuk, mint összel és télen. Az ilyenfajta degradációt viszont reversible (visszaforduló) degradációnak nevezzük.
A napelemes moduloknál 20-25 éves távlatban adják meg a degradációs nagyságot. A legtöbb modulgyártó ma már legalább 20 éves teljesítménygaraciát ad, de vannak ekik még ennél is nagyobbat. A teljesítménygarancia megadása lépcs?zetes értékekben szabványosított: 10 évet adnak a 90 %-os hatásfokra, ezután még 80 %-osat. Ami stimmel is az elvárásokhoz képest:szokásosan felvett érték az éves 0,5 %-os teljesítményveszteség. Ami azt jelentené, hogy 10 év múlva 95 %-os hatásfokkal üzemelnek a napelemes modulok.
PID-effektus
Potential Induced Degradation / Feszültség által indukált degradáció
Ha a szolárgenerátornak (a szolármodul vagy a szolárrendszer) pozitív potenciálja van a földhöz képest, úgy lehetséges, hogy negatív töltések gy?lnek fel a cella felületén. Ezeknek a töltéseknek tulajdonképpen vissza kellene folyniuk a cella hátsó kontaktusára, hogy ezáltal kivegyék részüket az áramtermelés fokozásába. Ehelyett azonban ezek a töltések a cellákat beágyazó EVA-anyagon (etilén vinil acetát alias etilvinilakrilát) és a fels? üvegen keresztül a modulkerethez vándorolnak és így nem javítják a hatásfokot. Ez a már több éve ismert PID-hatás f?leg magas rendszerfeszültségeknél mutatkozik meg érezhet?en (ezért is vagyok ellene a magas rendszerfeszültségnek és a központi invertereknek: inkább több stringgel a kisebb inverterekbe, aminek más el?nyei is vannak így).
Nagyon sok cella – és modulgyártó küszködik még ezzel a problémával. A cellákra felvitt módosított antireflexiós réteg valamint cellák oxigéntartalmának csökkentése (< 15 ppm) és az alkalmazásnak megfelel? EVA anyag is pozitívan hatna ki erre a jelenségre.
Ez a jelenség fokozódik tehát magas rendszerfeszültség, magas h?mérséklet és magas nedvességtartalom esetében, ami 20 %-os teljesítményveszteséget is okozhat.
Ezt a negatív PID-jelenséget megfelel? technikai eszközökkel teljesen meg lehet fordítani, pl.: a negatív vagy a pozitív pólus földelésével. Hogy a szolárgenerátor melyik pólusát kell (szabad) leföldelni, az a modulgyártótól függ és csak el?zetes egyeztetés után szabad csak végrehajtani.
2012.09.23. | © Michael Debreczeni
Mindig felmerülnek kérdések a degradáció témájával kapcsolatban.
El?ször is a degradáció definíciója:
Degradációnak vagy öregedésnek nevezzük a szolárcella teljesítményének egy id? utáni csökkenését.
A poli- és a monokristályos szilícium szolárcellák kevésbé érintettek ebben, mint az amorf szilíciumból készült vékonyfilmes cellák. Az amorf szolárcelláknál ez az effektus f?leg az els? 1.000 üzemórában lép fel érezhet?en és azután egyre kisebb lesz a degradációs érték. Kristályos celláknál ez az effektus állandó jelleg? és az egész üzemid? alatt mérhet?. A CIS- és a CdTe-vékonyfilmes celláknál alig jelentkezik degradáció a fény behatása miatt. Egy kicsi érték? degradáció azonban jelentkezhet más okokból is ugyan ezeknél a típusoknál.
A hatásfok csökkenése a gyártó által lesz kiszámítva és erre az értékre adnak aztán garanciát: 90 %-os cellateljesítményt 10 évre és 80 %-osat 20-25 évre.
Minden modultípusra – függetlenül az alkalmazott technológiától – érvényes, hogy például a véd?üveg korrodálása vagy a modul felületén képz?d? gomba- vagy moharéteg érezhet?en lecsökkenti a modul teljesít?képességét. Ugyanez érvényes a cellákhoz beszivárgott nedvesség okozta korrodáló jelenség miatt is. A degradációt befolyásoló itt említett tényez?k azt mutatják, hogy a degradáció tehát nem egyedül csak technológiától függ: a gyártók nagyon sokat tudnak tenni az alkalmazott anyagok gondos megválasztásával, a mindenkori gyártási technológiával és a min?ségellen?rzéssel a degradáció fokának javításában.
A vizsgáló laboratóriumokban ezt az öregedési jelenséget el?kényszerítik. Így a gyártók ezen adatok ismeretében valós adatokat kapnak a várható degradáció nagyságáról és a végfogyasztóknak pedig erre alapozott garanciát adhatnak ki. Egy másik eljárás a modulok degradációjának megmérésére a hozammérés alapján lehetséges. Mindenesetre öregebb rendszereknél, az akkor alkalmazott technológia miatt, kevésbé tükrözi vissza a mai technika állását és a gyártási min?séget, ezért az ilyen eredményeket csak feltételezve lehet a mai piacon kapható modulokra vetíteni és azokból következtetéseket levonni.
A (poli-/mono)kristályos szolárcelláknál, a kezdeti 2 %-os degradációs érték után, relatíve állandó a degradáció az egész üzemid? alatt, ami közel 0,2 % illetve 0,1-1 % évente.
A vékonyfilmes moduloknál els?sorban az amorf szilíciumosnál (a-Si) f?leg az els? üzemórákban mérhet? egy igen er?s degradáció. Az els? 1.000 üzemid? alatt 10-15-25 %-os degradációt is szenvedhetnek. Ez a kezdetleges degradáció a Staebler-Wronski-effektusra vezethet? vissza, de ezután beáll a névleges teljesítmény egy állandó értékre és a további öregedési fok nagysága igen minimális. Erre a kezdeti nagyobb degradációra utalnak is az ilyen modulok gyártói az adatlapokon. A vev? így a vásárláskor általában nagyobb teljesítmény? modult fog kapni, mint ahogy azt a gyártó megadta.
A CIS-vékonyfilmes (CuInSe2) cellákra ugyanaz a degradáció érvényes, mint a kristályos szilíciumosokra.
Egyértelm? okot a degradációra még máig nem sikerült tudományos alapokon megadni senkinek. Jelenleg els?sorban a PID-del (Potential Induced Degradation), a feszültség által indukált degradációval foglalkoznak a kutatási laborokban.
Ezzel szemben a kadmium-tellurid (CdTe) vagy a réz-indium-szelén (CIS) vékonyfilmes moduloknál a fény által el?idézett degradáció elhanyagolható nagyságú. De a vékony (3 µm) bevonati réteg miatt sokszor felléphet bels? rövidzárlati hiba és a h?mérsékletváltozások miatt -egyes esetekben- megsérülhetnek a fémes kontaktusok, amik az egyes cellákat kötik össze. Egy további befolyásolás tényez? lehet még öregedési folyamatra a tokosításkor alkalmazott anyag min?sége is. Ami ahhoz vezethet, hogy a vékonyfilmes moduloknál 0,25-0,5 százalékos degradációval kell évente számolni.
Az összehasonlítási méréshez mindig az alap- illetve a kiindulási értéket kell venni, ezek az ún. flasher-adatok. Természetesen ezeknek a flasher-adatoknak is vannak toleranciájuk. Továbbá minden gyártó másképpen kezeli a flasht, konzervatívan vagy éppen úgy, hogy a magasabb pluszt?rések jöjjenek ki.
A vékonyfilmes modulok berezgési viselkedését lényegesen nehezebb kalibrálni, mint a szilícium kristályosokét. De még ott is vannak különbségek.
Több mérésünk alatt az amorf moduloknál az els? besugárzási id?szakban volt er?sebb degradáció érzékelhet?, és 3 hét illetve 5 hónap múlva stabilizálódott a hatásfok (ez az a-Si-cella telítettségi értéke, azaz irreversible degradáció). Eddigi tapasztalataink szerint 5 év után 6-9 %-os degradációt lehet – ugyanazon körülmények között – észlelni! Azt se felejtsük el, hogy az amorf moduloknak tavasszal/nyáron jobb a hatásfokuk, mint összel és télen. Az ilyenfajta degradációt viszont reversible (visszaforduló) degradációnak nevezzük.
A napelemes moduloknál 20-25 éves távlatban adják meg a degradációs nagyságot. A legtöbb modulgyártó ma már legalább 20 éves teljesítménygaraciát ad, de vannak ekik még ennél is nagyobbat. A teljesítménygarancia megadása lépcs?zetes értékekben szabványosított: 10 évet adnak a 90 %-os hatásfokra, ezután még 80 %-osat. Ami stimmel is az elvárásokhoz képest:szokásosan felvett érték az éves 0,5 %-os teljesítményveszteség. Ami azt jelentené, hogy 10 év múlva 95 %-os hatásfokkal üzemelnek a napelemes modulok.
PID-effektus
Potential Induced Degradation / Feszültség által indukált degradáció
Ha a szolárgenerátornak (a szolármodul vagy a szolárrendszer) pozitív potenciálja van a földhöz képest, úgy lehetséges, hogy negatív töltések gy?lnek fel a cella felületén. Ezeknek a töltéseknek tulajdonképpen vissza kellene folyniuk a cella hátsó kontaktusára, hogy ezáltal kivegyék részüket az áramtermelés fokozásába. Ehelyett azonban ezek a töltések a cellákat beágyazó EVA-anyagon (etilén vinil acetát alias etilvinilakrilát) és a fels? üvegen keresztül a modulkerethez vándorolnak és így nem javítják a hatásfokot. Ez a már több éve ismert PID-hatás f?leg magas rendszerfeszültségeknél mutatkozik meg érezhet?en (ezért is vagyok ellene a magas rendszerfeszültségnek és a központi invertereknek: inkább több stringgel a kisebb inverterekbe, aminek más el?nyei is vannak így).
Nagyon sok cella – és modulgyártó küszködik még ezzel a problémával. A cellákra felvitt módosított antireflexiós réteg valamint cellák oxigéntartalmának csökkentése (< 15 ppm) és az alkalmazásnak megfelel? EVA anyag is pozitívan hatna ki erre a jelenségre.
Ez a jelenség fokozódik tehát magas rendszerfeszültség, magas h?mérséklet és magas nedvességtartalom esetében, ami 20 %-os teljesítményveszteséget is okozhat.
Ezt a negatív PID-jelenséget megfelel? technikai eszközökkel teljesen meg lehet fordítani, pl.: a negatív vagy a pozitív pólus földelésével. Hogy a szolárgenerátor melyik pólusát kell (szabad) leföldelni, az a modulgyártótól függ és csak el?zetes egyeztetés után szabad csak végrehajtani.
2012.09.23. | © Michael Debreczeni
Körülbelül 300 millió forintos beruházással fejlesztik a Békés megyei Mez?hegyes távh?rendszerét – közölte az önkormányzat vasárnap.
Az AERD Megújuló Energia és Régiófejlesztési Zrt. biomassza-fejlesztéssel teszi költséghatékonnyá a helyi távh?rendszert. A helyben fellelhet? alapanyagokra kiépül? „tüzel?anyag-bázis” évi 50-60 millió forintot tart a régióban, és munkahelyeket is teremt – tették hozzá.
Az AERD 35 évre nyerte el a helység távf?tési rendszerének üzemeltetésére szóló koncessziót. A társaság már jöv?re szeretné biomassza tüzelésre átállítani a f?t?m?vet, és az önkormányzattal összefogva modernizálni a teljes rendszert.
A fejlesztéssel az energiaszolgáltató cég célja az, hogy ne csak új fogyasztókat találjon, hanem a rendszerr?l korábban leváltakat is visszacsábítsa.
A feladat – az önkormányzat szerint – nem lesz egyszer?, hiszen a fogyasztók 50 millió forintos tartozást halmoztak fel a társaság felé, és a korábbi 540 lakásból már alig 320 csatlakozik a távf?tési rendszerre.
forrás: mti
