fbpx

SMARTPHOTOVOLTAIC

DURATA DE VIAȚĂ PROMISĂ VERSUS DURATA DE VIAȚĂ REALĂ A MODULELOR FOTOVOLTAICE IN ROMÂNIA

 

Ion Murgescu1*, Lucia-Andreea El-Leathey1, Rareș-Andrei Chihaia1,
1National Institute for R&D in Electrical Engineering ICPE-CA, Department of Efficiency in Energy Conversion and Consumption, 313 Splaiul Unirii, Bucharest, Romania

1. Introducere

 

Lucrarea descrie pe scurt mecanismele de degradare a panourilor (modulelor) fotovoltaice (PV) amplasate in parcurile solare montate pe sol și o clasificare a defectelor plecând de la definiția  noțiunii generale de „modul fotovoltaic defect”.

 

După o prezentare scurtă a naturii și distribuției statistice a defectelor, structurată pe tipuri de defecte, în baza datelor prelucrate de TUV Rheinland la nivel global, unul dintre cei mai autorizați experți in domeniu, lucrarea prezintă in capitolele 4 si 5 date prelevate si analizate din parcurile solare (Centralele Electrice Fotovoltaice – CEF) din Romania.

 

Este începutul unui studiu amplu asupra comportamentului în timp a parcurilor fotovoltaice puse în funcțiune  în perioada 2013-2016 care își propune să prezinte neconformitățile echipamentelor, erorile de proiectare și execuție, cauzele și efectele acestora asupra producției și a ratei de recuperare a investițiilor in CEF.

 

1.1 Aportul nostru

 

Vom oferi soluții pentru remedierea deficiențelor și pentru repunerea în funcțiune (repowering), precum si soluții eficiente de mentenanța preventivă, cu monitorizarea permanentă a stării CEF, inclusiv a ratei de degradare a puterii panourilor PV.

 

În această lucrare s-au folosit materiale bibliografice elaborate de colectivul Laboratorului de Sisteme Fotovoltaice (PV-LAB) din ICPE-CA , dizertații si prezentări, cu precădere rapoartele de inspecții si măsurări in parcurile fotovoltaice, executate in ultimii doi ani urmare a unor solicitări directe sau in cadrul proiectului Nucleu Monitorizarea Parcurilor Fotovoltaice din Romania.

 

De asemenea, s-au folosit lucrările elaborate în cadrul proiectului Task 13 – Performanța și fiabilitatea sistemelor fotovoltaice [2] din Programul IEA pentru Energia Fotovoltaică (IEA-PVPS) [3]. IEA-PVPS reprezintă un acord de colaborare în domeniul cercetării și dezvoltării în cadrul AIE (Agenția Internaționala pentru Energie).

 

De la înființarea sa în 1993, in cadrul organizației s-au realizat o varietate mare de proiecte comune in domeniul aplicării conversiei energiei solare în electricitate (exista in acest moment 17 Task-uri dintre care 7 sunt active (inclusiv Task 13). O alta sursă importanta pentru competența, calitatea datelor si credibilitatea sa au fost rapoartele publicate de TÜV Rheinland.

2. DEFINIȚIA MODULULUI FOTOVOLTAIC DEFECT

 

Pentru ca se discuta mult si exista opinii diferite despre calitatea si performantele modulelor fotovoltaice precum si despre durata lor de viată, s-a luat de referința definiția data pentru un modul defect in Subtask 3.2: Review of Failures of Photovoltaic Modules; IEA PVPS Task 13 [1]. Un modul PV este defect dacă puterea acestuia s-a degradat ireversibil in condițiile normale de funcționare sau creează o problemă de siguranță. O problemă pur cosmetică care nu are consecințe asupra puterii sau siguranței exploatării, nu este considerată un defect al modulului PV [1].

Un defect al modulului fotovoltaic este relevant pentru garanție numai atunci când are loc în condițiile normale de funcționare. De asemenea, o problemă care este generată de utilizarea greșită a modulului sau generată de mediul local în care funcționează modulul, nu este considerată a fi un defect. Iată câteva exemple: murdărirea modulului sau un defect datorat trăsnetului; acestea nu sunt considerate defecte. Problema de murdărie trebuie să fie tratată de operator, iar fulgerul este o forță majoră pentru care modulul nu este proiectat. Totuși, defectele datorate încărcării grele cu zăpadă sunt considerate defecte ale modulului, cu condiția ca în specificația tehnică să fie menționat că produsul funcționează în aceste condiții.

Modificările care nu afectează puterea nominală menționată pe etichetă, nu afectează siguranța în exploatare și nici nu cauzează o accelerare a degradării puterii sau siguranței, nu sunt  considerate defecte majore. Spre exemplu defectele din structura cristalului de siliciu sau striațiile de pe celulele PV. Există de asemenea fenomene care au loc în producție care lasă urme vizibile și pot apărea ca defect in ochii unui neavizat. Acestea nu sunt nici ele considerate defecte.

3. DEFECTELE MODULELOR FOTOVOLTAICE CU SILICIU

 

Modulele fotovoltaice cu siliciu reprezintă mai mult de 80% din totalul modulelor fotovoltaice instalate la nivel global si peste 98% din cele instalate in parcurile fotovoltaice pe sol. Este firesc ca acestea sa facă obiectul principal de studiu pentru majoritatea celor care au preocupări in domeniu. Dintre aceștia, TUV Rheinland, liderul necontestat pe piață globală pentru calificarea, certificarea centralelor fotovoltaice și certificarea produselor solare, are cea mai vasta expertiza referitor la comportamentul modulelor PV in timp (peste 30 de ani de experiența), pe toate continentele (peste 12GW de centrale inspectate) [4].

In raportul Quality Assurance and Risk Management of Photovoltaic Projects [4], bazat pe studiul efectuat in peste 100 de centrale PV (100 kWp – 30 MWp), amplasate in diferite regiuni din Europa si împărțit in două perioade (2012 – 2013/2014 – Q1.2015), TUV Rheinland face o statistica a defectele deosebit de grave ale centralelor fotovoltaice, pentru care este necesară o acțiune imediată in vederea prevenirii scoaterii din funcțiune a centralei (fig.2).

Fig.2 Defectele deosebit de grave pentru care este necesară o acțiune imediată de mentenanță corectivă

 

 Constatarile raportului Quality Assurance and Risk Management of Photovoltaic Projects

 

Constatam in primul rând că piesa principală care se face vinovata este modulul fotovoltaic iar in al doilea rând ca ponderea modulelor defecte a crescut simțitor in perioada 2014-2015. Asta poate sa ne ducă la concluzia ca experiența producătorilor de invertoare a crescut, fiabilitatea acestora s-a îmbunătățit, experiența constructorilor si instalatorilor a crescut si ea pe când fiabilitatea modulelor a rămas aceiași daca nu chiar a scăzut?!.  Concurența dramatică pe piața fotovoltaicelor, unde pe primul loc în top sunt companiile din Asia (8 din 10 sunt companii din China), a determinat producătorii de module sa pună pe primul loc creșterea productivității și scăderea costurilor pentru a putea să scadă prețul de vânzare.  Deși creșterea productivității se bazează inclusiv pe dezvoltare tehnologică, aceasta s-a concentrat mai puțin sau chiar deloc pe mărirea duratei de viață a produselor.

Scăderea costurilor a mers pe doua direcții: creșterea eficientei celulelor PV (preturile se exprima întotdeauna în moneda/W) si producerea de materii prime mai ieftine. Dar nici una dintre aceste politici de dezvoltare nu înseamnă și o creștere a calității produsului, ba dimpotrivă, creșterea productivității generează provocări majore in asigurarea calității. Toți producătorii din top mondial se laudă cu capacitați de producție cu mult peste 1GW pe an. La o producție de numai 1 GW pe an înseamnă o producție de aproximativ 11500 module PV pe zi. Cum trebuie sa arate un sistem de asigurare a calității pe linia de fabricație si care sunt costurile lui la o astfel de cantitate ?! Reamintim ca fiecare modul trebuie verificat in fabrică cu electroluminiscență, trebuie măsurată caracteristica I-V si puterea.  Preocupări pentru calitate si mărirea duratei de viată au  câteva companii si institute din Europa, cum sunt Dupont si Fraunhofer.

3.1 Calificarea defectelor după componenta afectată

 

Pe toata durata de viată modulele fotovoltaice sunt supuse solicitărilor mecanice, radiației solare, umidității, căldurii, zăpezii, grindinei, cetei saline, ploilor acide, prafului, vântului care antrenează particule abrazive etc. Toate aceste cauze externe, atunci când acționează asupra modulelor PV fabricate cu materiale incompatibile, produc defecte sau/si degradarea accelerata a puterii acestora. Este absolut normal ca aceste cauze să afecteze toate modulele fotovoltaice, dar degradarea puterii, pentru cele fabricate cu materiale conforme, este sub 0,7% /an.

 

Principalele fenomene care apar in modulele fotovoltaice si care duc la defectarea acestora si/sau la îmbătrânire sunt listate mai jos [5]:

 

– Degradarea puterii

– Corodarea contactelor electrice

– Spargerea celulelor

– Întreruperea conexiunilor intre celule

– Delaminarea încapsulatului

– Formarea bulelor de aer in încapsulat

– Schimbarea culorii foliei încapsulate si/sau foliei backsheet

– Urme de melc (urme de culoare închisa pe celule datorate fisurării celulei)

– Fracturarea foliei backsheet

– Degradarea sudurii ribbon-ului pe celula PV

– Arderea încapsulatului si a foliei datorate arcului electric sau hot spotului

– Defectarea diodelor bypass

– Spargerea sticlei

– Degradarea stratului anti-reflex al sticlei

– Degradarea adezivului care fixează cutia de conexiuni

– Căderea ramelor de aluminul (smulgerea acestora)

 

Mecanisme de îmbătrânire și defecțiune

 

Mecanismele de îmbătrânire și defecțiune observate în ultimele decenii au fost studiate pe o gamă largă de amplasamente si pe seturi de materiale diferite. Defectele pot fi generate de calitatea materialelor, de proiectarea defectuoasă a produsului sau datorate disfuncționalităților în controlul calității pe linia de fabricație. Figura 3 de mai jos indică mecanismele de îmbătrânire și mecanismele de defecțiune ale modulului care apar in cele trei etape de viată: ca mortalitate infantila in primii 4-5 ani, căderile din perioada medie de viață de pana la 10-12 ani (perioada de garanție) și uzura din ultima perioada din viată modulului.

Defecțiunile timpurii apar la începutul duratei de viață a unui modul PV. Originile sunt de regulă: Construcție defectuoasă, defecte de producție și materiale neconforme.

Întreruperea ciclului de viață care are loc până la 10-15 ani de funcționare este denumită „eșec la mijlocul vieții„. La sfârșitul perioadei de viată apar efectele de uzura a modulului PV

 

3.2 Calificarea defectelor după cauzele care le produc

 

Defectele modulelor PV pot avea cauze externe sau pot fi intrinseci, datorate materialelor neconforme, procesului de prelucrare neconform, sau supravegherea calității pe linia de producție deficitară. De regulă, in cazul modulelor PV, toate aceste defecte sunt ascunse și devin vizibile sau măsurabile în cele trei perioade de viată.

Defectele din cauze externe sunt generate de proiectarea defectuoasă a instalațiilor electrice si/sau mecanice, de execuția defectuoasa a lucrărilor de construcție, inclusiv a transportului materialelor sau sunt generate de lipsa mentenanței preventive.

 

     3.2.1 Defecte externe

  • Defecte ale sistemului de prindere: In figura 4 sunt doua imagini care reprezintă un exemplu de greșeli de proiectare si/sau execuție care au generat defecte.

Figura 4: Figura din stânga prezintă spargerea sticlei cauzată de șuruburile prea strânse – defect de execuție; figura din dreapta arata o prindere care a spart sticla din cauza proiectării defectuoase a clemei de prindere

  • Defecte cauzate de transport sau manipulare defectuoasa la montare. Sunt des întâlnite situațiile in care modulele sunt puse in funcțiune cu celulele fisurate in timpul transportului ( de cele mai multe ori invizibile) sau manipulării sau cu folia backsheet zgâriata sau lovită. Celula fisurată, daca fisura s-a produs transversal, poate evolua si întrerupe șirul la un moment dat, ceea ce afectează puterea modulului si a întregului sir din care acesta face parte.
  • Defecte de interconexiune a modulelor. Conectorii rapizi cu care se interconectează modulele nu sunt considerați, de regulă, ca făcând parte din acestea. Dar sunt situații in care conexiunile se realizează tensionat si sertizarea cablului in conector cedează sau alteori sertizarea este făcută necorespunzător. In acest caz crește rezistența de contact care duce la arderea cablului sau întreruperea legăturii între module.
  • Defecte cauzate de plantele care umbresc modulele, excrementele de pasare sau de zăpada care până la topirea completă creează hot spot. Sunt defecte frecvent întâlnite in majoritatea parcurilor fotovoltaice din România. Hot spotul poate duce la arderea încapsulatului si a foliei backsheet, la distrugerea ireversibilă a structurii cristaline a celulei PV si/sau la colorarea încapsulatului.

 

     3.2.2 Defecte intrinseci

Defectele intrinseci, cele datorate materialelor neconforme sau a prelucrării necorespunzătoare din timpul fabricației, sunt cele mai des întâlnite si  apar după punerea in funcțiune, in primele doua etape din viața modulului. La punctul 3.1 au fost enumerate majoritatea tipurilor de defecte care pot sa apară  in modulele neconforme.  Deseori cauzele externe si cele intrinseci acționează simultan.

 

4. Natura defectelor și evoluția acestora în parcurile fotovoltaice din România

 

În România există în prezent aproximativ 1400 MW instalați in parcurile fotovoltaice din care aproximativ 1100 MW au fost instalați in 2013 si aproximativ 300 MW in 2014. Putem considera că peste 90% din capacitatea totală, instalată în Centralele Electrice Fotovoltaice (CEF) din România, este în trecere de la etapa infantilă la etapa medie de viată. Având la dispoziție informațiile publice referitoare la starea CEF-dispecerizabile din site-ul companiei de transport Transelectrica S.A. (CEF cu puteri mai mari de 5 MW) s-a extras pentru fiecare centrală puterea nominală cu care intră in producție in fiecare an (listate trimestrial), începând cu data punerii in funcțiune si pana la sfârșitul anului 2017. S-a raportat producția neta actuală la producția neta inițiala calculând rata de degradare a puterii în cei 5 ani (Fig.5).

Fig. 5 Starea CEF dispecerizabile, puse în funcțiune în 2013 în România, exprimată prin

rata de scădere a puterii nominale (cifrele de pe fiecare segment reprezintă rata in procente).

 

Această rată reprezintă (cu foarte rare excepții) de fapt rata degradării puterii ariilor de panouri fotovoltaice din fiecare CEF.  Degradarea puterii – peste limita admisa de 0,7% pe an – este evidenta la 23 CEF din totalul de 27 CEF dispecerizabile, puse in funcțiune in 2013.

Figura 6 prezentă durata, măsurată in ani,  in care puterea se degradează la nivelul de 80% din puterea nominală (curba albastra) funcție de rata degradării anuale a panourilor. De asemenea pentru 90% din puterea nominală (curba portocalie), respectiv pentru 95% (curba gri)[6].

Fig. 6 Durata de funcționare a unui modul pana la limita degradării de 80% din puterea nominală, respectiv 90% si 95%, funcție de rata anuala de degradare a acesteia.

 

Durata de viață reală

 

Dacă alegem din Fig. 5  ratele cu degradare totală care depășesc 10% si împărțim la 5 (numărul anilor de funcționare), constatăm că un număr de 14 CEF care depășesc rata de 2%. Mergând cu acest procent pe linia albastră din Fig. 6 găsim că pentru a ajunge la 80% din puterea nominală avem nevoie de 10-12 ani de funcționare.  Cu alte cuvinte aceste panouri vor ajunge la 80% din puterea nominală în 5-7 ani de acum încolo. Reamintim ca toți producătorii garantează puterea de  de 80% din puterea nominală, înscrisă pe etichetă, pentru cel puțin 25 de ani de la punerea în funcțiune.  Pierderile sunt foarte mari si ar trebui sa-i îngrijoreze pe investitori. Din păcate, cu rare excepții, nu sunt din cale afară de îngrijorați întrucât subvenția a fost atât de mare încât au recuperat investiția in primii 5 ani.

Subliniez ca toate aceste date se referă exclusiv pentru CEF dispecerizabile, care însumează aproximativ 600MW, adică jumătate din capacitatea totală instalată in România. Nu avem date publice pentru centralele sub 5 MW, cealaltă jumătate, dar din măsurătorile si inspecțiile efectuate, situația acestora este cel puțin la fel de dramatică.

 

5. Rezultatele inspecțiilor și măsurătorilor efectuate in România

 

 

In cadrul programului de cercetare NUCLEU [7], sau ca urmare a unor solicitări directe de expertizare, au fost inspectate si s-au efectuat măsurători in parcurile solare din Teleorman – CEF Parcul1: 2,84MW , Covasna – CEF Parcul2: 2,025MW , Târgu Mureș – CEF Parcul3: 2,40MW , Harghita – CEF Parcul4: 9MW, Prahova – CEF Parcul5: 5,3MW, Mehedinți – CEF Parcul6: 0,6MW. Inspecțiile si măsurările au durat, cumulat, aproximativ 30 de zile, fără a lua in calcul timpul petrecut in laboratorul PV-LAB unde s-au efectuat alte măsurători pentru panourile extrase din CEF.

S-au făcut inspecții vizuale la ariile de panouri folosind o camera IR de precizie (FLIR) si o camera microscopica portabilă, s-au inspectat invertoarele, tablourile de conexiuni, cablurile, in general toate instalațiile electrice exclusiv echipamentele de medie tensiune.

S-au făcut măsurători ale caracteristicii curent-tensiune (I-V) pentru șiruri de panouri si individual pentru panouri, utilizând instrumentație HT, de regula I-V 400, cu care s-a determinat parametrii principali ai panourilor: Curentul de scurtcircuit (Isc), Tensiunea de gol (Voc), Curentul la putere maxima (Imp), Tensiunea la putere maxima (Vmp), Puterea de vârf (Pm), Factorul de umplere (FF), la condițiile de iluminare si temperatura din site si făcând corecțiile pentru condițiile standard de măsura (STC).

Măsurarea caracteristicii I-V este relevanta pentru determinarea stării panourilor fotovoltaice (Fig.6):

Fig.6 – Forma caracteristicii curent-tensiune (I-V)

 

 

 

Această formă oferă informații relevante despre starea panourilor fotovoltaice. O abatere de forma celei punctate arată una sau mai multe celule distruse sau o dioda bypass defectă, arată dacă modulele sunt afectate de PID etc. Forma caracteristicii curent-tensiune (I-V),comparată cu caracteristica I-V nominală sau cu cea realizată în fabrică (flash-testul) dinainte de livrare, ne dă informații care acoperă în cea mai mare parte toată paleta de defecte care apar la modulele fotovoltaice cu siliciu [7].

 

5.1 Deficiente de mentenanță

 

Deficiențele datorate mentenanței sunt frecvente in parcurile fotovoltaice din Romania. Deficiențele cele mai des întâlnite sunt legate de vegetația care crește in imediata vecinătate a panourilor. Mai des întâlnite sunt plantele care cresc sub panouri si ies deasupra acestora generând puncte  fierbinți (hot-spot). Fenomenul de hot-spot produce nu numai scăderea puterii șirului, din care face parte panoul umbrit, dar si degradarea ireversibila a acestuia prin schimbarea culorii foliei EVA si distrugerea structurii cristalului de siliciu.

Fig. 7 – Hot spot provocat de umbrire parțială în parcul solar de la Parcul2. Punctul fierbinte generat de planta care a crescut de sub panou a ajuns la 107OC și va distruge celula PV

 

Am constatat in timpul inspecțiilor efectuate că, deși se executau lucrări de mentenanță corectivă constând in cosirea vegetației dintre șirurile de panouri, în toate cazurile operatorii nu dădeau importanță vegetației de sub panouri, implicit a celei ieșite deasupra. Asta denotă lipsa instruirii personalului care execută lucrările. In discuțiile cu aceștia și chiar cu administratorii parcurilor, aproape toți s-au arătat foarte surprinși când au aflat că o plantă, care umbrește parțial un modul, poate produce o așa pagubă.  Dar și mai surprinși au fost când au fost invitați sa atingă cu mâna partea umbrită a panoului. Ca măsură urgentă care se impune este asigurarea calității serviciilor de mentenanța preventiva.

Fig. 8 – Curba I-V și curba de putere pentru un panou umbrit din Parcul3.

Curba de culoare gri (I-V) precum si curba de putere de culoare roz sunt puternic afectate, au forme neregulate. Puterea panoului a scăzut cu 38,86% fata de valoarea nominală.

Praful

 

Praful si excrementele de pasăre sunt de asemenea frecvente pe panourile din centralele solare. In România modulele fotovoltaice ar trebui curățate de praf de două ori pe an, cu excepția celor așezate in apropierea drumurilor agricole sau alte surse de praf unde acest lucru trebuie făcut mai des. Excrementele de pasare trebuie curățate ori de cate ori este nevoie pentru ca generează hot-spot.

degradare a panourilor fotovoltaice

Fig.9 S-au selectat 3 panouri oarecare dintr-un șir ales aleatoriu s-au măsurat caracteristica curent – tensiune  (I-V) și caracteristica putere – tensiune (P-V) înainte de curățarea prafului și după pentru a vedea influența acestuia asupra producției de energie la CEF Parcul1.

 

 

Fig. 10 Caracteristica I-V pentru Modulul 1 (similar s-au făcut măsurători pentru modulele 2 si 3) Media primelor măsurători arată o degradare a puterii de 10% (curbele roșii) iar după curățare arata o degradare de numai 4,5% (curbele verzi) încadrându-se in limitele normale

 

Fig. 11 Rezultatele măsurărilor Panoului1 înainte si după curățare de praf

Rezultatele celor trei măsurători, cu praf (încercuite cu ros) si fără praf (încercuite cu verde) pentru modulul 1. Similar s-a făcut măsurătorile pentru modulele 2 si 3.

 

degradare a panourilor fotovoltaice

 

degradare a panourilor fotovoltaice

Fig. 12 Fotografie făcută cu o cameră de infraroșu (FLIR) pentru un modul murdar. Pata formată de excrementul de pasare creează un hot-spot care in timp se supraîncălzește si degradează ireversibil structura celulei.

 

Fig. 13 Caracteristica modulului afectat de excrementul de pasare (curbele roșii) si cele normale măsurate după curățare (curbele verzi).

 

Concluziile inspecției si măsurătorilor

 

Concluziile trase ca urmare a inspecției si măsurătorilor de mai sus, efectuate in Parcul1 sunt următoarele:

  • Curățarea panourilor de praf si excremente a generat o creștere a producției față de valoarea actuala de peste 7% luând in considerație si pierderile de mismatch cauzate de inegalitatea pierderilor de putere pe panouri.
  • Un număr, de loc neglijabil, de panouri este afectat de Hot Spot datorat excrementelor de pasare care in timp duc la degradarea ireversibila a panourilor.
  • După curățare toate modulele se încadrează in limitele de putere garantate de producător.

O altă deficiență frecvent întâlnită in CEF este scăderea rezistenței de izolație față de pământ a șirurilor de module fotovoltaice provocată de rozătoare. Acest defect poate fi generat inclusiv de execuția deficitara (câpăcirea tubulaturii de izolație), materiale neconforme (izolația cablurilor)  sau chiar de proiectare. In Fig. 14 se vad urmele de rozătoare care au împânzit parcul de la Parcul4. Scăderea izolației fata de pământ determina intrarea invertoarelor in regim de protecție si prin urmare oprirea producției. Acest lucru se întâmpla mai des dimineața si imediat după ploaie, când pământul este umed.

degradare a panourilor fotovoltaice

Fig. 14 Urme de rozătoare in vecinătatea cablurilor de conexiune intre panouri

 

Pierderile prin reducerea rezistentei de izolație sub pragul de protecție pot fi considerabile având in vedere ca invertoarele se blochează o perioada de la câteva ore (pana pământul se usucă) pana la blocarea definitiva daca izolația a fost distrusa pe o suprafața mai mare.

 

Deficiente intrinseci, datorate calității deficitare a panourilor fotovoltaice.

 

Așa cum era de așteptat din datele statistice prezentate mai sus la Capitolul 4 calitatea panourilor in parcurile măsurate este extrem de slaba, cu doua excepții: panourile Altius Fotovoltaic (producătorul Roman de la Giurgiu) montate in CEF Parcul1 si panourile SUNTECH (din China) de la Parcul4. Acestea din urma, cu rare excepții, se încadrează in rata minima de degradare anuala de 0,7%.  In figura 15 de mai jos este redata caracteristica I-V a unui panou SUNTECH si rezultatul măsurării parametrilor principali. Aceiași măsurătoare pentru panoul Altius Fotovoltaic se poate vedea in tabelul cu măsurătorile de la influenta prafului prezentate anterior.

Fig. 15 caracteristica I-V a unul modul conform din Parcul4

 

 Degradarea foliei EVA

 

Pe durata celor 30 zile petrecute in parcurile solare enumerate s-au făcut aproximativ 500 de măsurări si peste 300 de poze cu camera IR, camera in lumina naturala si camera microscopică. Rezultatele sunt interesante pentru cercetători pentru că acoperă o varietate mare de defecte dar pentru investitor sunt un puternic semnal de alarmă.

În parcul3 situația este extrem de alarmantă. Panourile RISEN sunt într-o stare avansată de degradare. Aici se produce o degradare a foliei EVA, in apropierea ribbon-ului, datorată unui proces tehnologic defectuos in timpul fabricației (exces de flux) sau a fost folosit un aliaj care se degradează rapid sub acțiunea UV. Acest lucru produce cu timpul hot-spot care accelerează procesul de deteriorare si duce la distrugerea definitiva a modulului. In figura 16 imaginile sunt relevante pentru acest tip de defect întâlnit in mai multe parcuri solare din lume.

degradare a panourilor fotovoltaice

 

Fig. 16 Degradarea conexiunilor între celule produce arc electric sau hot-spot care provoacă arderea foliei backsheet si întreruperea șirului de module

 

Delaminarea foliei EVA

 

Delaminarea foliei EVA datorate unui proces de producție deficitar. Neutilizarea mânușilor de către operatori in timpul fabricației produce urme de grăsimi lăsate de degete pe folia încapsulata sau pe ribbon, sau lipsa protecției la intrarea insectelor duce la delaminări care se pot vedea in figura 17.

 

degradare a panourilor fotovoltaice

Fig. 17 Delaminarea foliei EVA duce la apariția hot-spot-ului și în final la distrugerea modulului. Delaminarea din stânga si centrul imagini sunt datorate grăsimilor sau prafului depus in procesul de fabricație iar cea din stânga este datorat unei insecte prinse in încapsulat pe linia de producție.

Un alt defect de fabricație constatat în Parcul5 îl reprezintă deteriorarea suprafețelor celulelor si întreruperea finger-lor (firele de argint de pe suprafața celulelor PV)  Defectul este reprezentat în Fig. 18.

degradare a panourilor fotovoltaice

Fig.18 – Defect al celulelor cauzat de surplusul de flux pentru decapare (imagine cameră microscopică)

 

Defectarea echipamentelor de înșiruire a celulelor

 

In timpul procesului de producție, datorita nefuncționării in parametrii normali a echipamentelor de înșiruire a celulelor, ribbon-ul a rămas nelipit de buss-bar. In aceasta situație s-a trecut la repararea manuala a șirurilor de celule utilizând stații de lipire manuale si flux pentru decapare. Excesul de flux (suspectam ca au fost picături întregi uneori) a rămas intre foliile EVA. In procesul de laminare, mai exact in etapa de vacuumare, picăturile au migrat aleatoriu făcând dâre de flux care s-au încapsulat etanș.

Acesta a corodat finger-ele in timp si încet dar sigur se va produce hot-spotul. In imaginile de sus se vad picăturile de flux încapsulate.

Un defect al cutiei de joncțiuni (JB) al unui panou  de la Parcul1 a produs întreruperea unui sir întreg de module (Fig. 19). Degradarea legăturilor din interiorul cutiei a fost atât de avansata încât a trebuit înlocuirea modulului. Deficienta inițiala a fost lipsa de etanșeitate care a permis pătrunderea apei in JB si, având dea face cu curent continuu cu amperaj relativ mare.

degradare a panourilor fotovoltaice

Fig.19 – Cutie de conexiuni ale panoului distruse prin pătrunderea apei

(5A in cazul de față) a avut loc un fenomen de electroliză care a corodat foarte repede toate metalele pe post de electrozi pana la întreruperea circuitului.

 

ThinFilm

 

In Parcul6 de 0,6MW, singurul dintre cele vizitate care este construit cu module PV in tehnologie film in strat-subțire (ThinFilm), cu panouri CIGS (Cupru-Indiu-Galiu-Seleniu) starea panourilor este dea dreptul dramatică. După doi ani de funcționare degradarea panourilor este mult peste limita normală. Din 9480 de panouri cat totalizează întregul parc 444 de panouri sunt sparte. CEF Parcul6 de 0,6MW este la limita extremă in ceea ce privește neconformitatea panourilor, lipsa mentenanței, proiectarea defectuoasă si construcția deficitară, toate acestea luate împreună. Imaginile care urmează sunt relevante (Fig. 20).

Fig. 20 CEF Oșorhei 0,6MW cu panouri thin-film CIGS, mentenanță deficitara, panouri neconforme, proiectare deficitara, construcție deficitara.

 

Îmbătrânirea prematură

 

Fenomenul de îmbătrânire prematura (accelerata) a fost identificat în 4 din cele 6 parcuri inspectate dar si in alte câteva care au fost identificate prin solicitarea directă, din partea proprietarilor, de a măsura panourile in laborator. Degradarea cea mai pronunțata, exceptând Parcul6 pe care-l consideram un caz izolat (sperăm acest lucru până la proba contrarie)  cea mai mare rată de degradare a puterii am întâlnit-o la Parcul3 din Mureș. In figura 21 este prezentată una dintre cele 120 de caracteristici măsurate, tipică pentru starea modulelor de acolo.

Fig. 21 Caracteristica I-V măsurată pe un modul Risen de 245W in 31 mai 2018, după 4 ani de la punerea in funcțiune

 

In caracteristica din fig 21 se observă scăderea importantă a tensiunii Voc (de gol) si a curentului de scurtcircuit Isc. Este o consecința a degradării aliajului de lipit (îngălbenirea din fig.16 ) care a dus la creșterea rezistentei serie a modulului, având consecința directă asupra scăderii Isc. Scăderea cu 3V a Voc poate fi pusă pe seama difuzării metalelor (aliajul de lipit) in structura celulei datorat degradării stratului de pasivare (cel mai probabil) sau a deteriorării diodei buypass, a fenomenului PID sau LID.

 

Diferența pierderilor de putere

 

Pierderile de putere din parcurile fotovoltaice nu sunt proporționale cu pierderile de putere cumulate ale panourilor. Pierderea de putere pe întreg parcul va fi întotdeauna mai mare datorita pierderilor suplimentare de mismatch. Cu cat dispersia modulelor cu rate mari de pierdere va fi mai mare in parc cu atât pierderea pe întreg parcul va fi mai mare. Acest lucru se întâmpla pentru ca fiecare modul este conectat in serie cu încă 21 de module si pierderea de putere afectează întreg șirul. In figura 19 sunt prezentate 22 de caracteristici I-V suprapuse pentru a avea o măsură a distribuției de puteri si deci a pierderilor prin mismatch, pe modulele dintr-un singur sir de panouri de la Ghindari.

Fig 22 Dispersia relativ mare a parametrilor modulelor dintr-un singur sir de module conduce la pierderi însemnate de putere prin mismatch0

6. Concluzii

 

Testele, măsurătorile si inspecțiile efectuate pe teren la cele șase parcuri fotovoltaice au pus în evidență deficiențe grave de mentenanță, de proiectare si execuție ca si cauze externe, dar si întreaga paleta de deficiente intrinseci ale modulelor fotovoltaice prezentata in literatura de specialitate, enumerate in Subcapitolul 3.1.  Ceea ce face diferența intre parcurile solare construite, de exemplu in Germania, si cele din Romania nu consta in calitatea defectelor ci in cantitatea lor. In numai 6 parcuri s-au găsit toate defectele posibile, într-un număr considerabil de mare.

 

În afară de asigurarea calității componentelor, lucrările de instalare, precum și activitățile de operare și întreținerea CEF sunt determinante pentru a avea performanță bună pentru o lungă durată de viață a parcului. În consecință, asigurarea calității trebuie să facă parte din contractele EPC și O&M. Contractul EPC trebuie să prevadă măsuri detaliate de asigurare a calității, cum ar fi verificarea calităților produselor, procedurile de punere în funcțiune, inclusiv inspecțiile de recepție la terminarea lucrărilor. Contractul O&M ar trebui să descrie toate activitățile ( măsurătorile de monitorizare și off-line), intervalele de mentenanță preventivă pentru inspecția vizuală, curățarea modulelor și tăierea vegetației, stocarea pieselor de schimb precum și fluxul de mesaje și responsabilitățile în caz de defecțiuni sau întreruperi.

 

Recomandăm pentru toate parcurile din România măsuri urgente pentru O&M, bine definite, pentru a păstra nivelul de performanță actual pe toată durata de viață. Fără o strategie și măsuri adecvate privind O&M, există riscul foarte ridicat de pierdere a veniturilor. Este nevoie de un sistem nou, îmbunătățit, de monitorizare a instalațiilor.

 

Rezultate

 

Rezultatele prezentate in acest raport vin sa completeze aria de cunoștințe in acest domeniu cu accentul pe exploatare si evoluție in timp si sunt deosebit de interesante si utile atât pentru cercetările derulate pe plan mondial cât și pentru cei interesați să investească și să dezvolte producția de energie din surse regenerabile.

 

Acknowledgment:

Cercetare finanțată prin programul NUCLEU nr.:PN18240201/2018 – Sisteme de conversie și stocare eficientă a energiei pentru aplicații în ingineria electrică.

 

7. Bibliografie

 

1. Performance and Reliability of Photovoltaic Systems / Subtask 3.2: Review of Failures of Photovoltaic Modules; IEA PVPS Task 13 External final report IEA-PVPS March 2014; ISBN 978-3-906042-16-9; Primary authors: Marc Köntges, Institute for Solar Energy Research Hamelin, Emmerthal, Germany; Sarah Kurtz, Corinne Packard, National Renewable Energy Laboratory, Golden, CO, USA; Ulrike Jahn, TÜV Rheinland Energie und Umwelt GmbH, Cologne, Germany; Karl A. Berger, Austrian Institute of Technology GmbH, Energy Department, Vienna, Austria; Kazuhiko Kato, National Institute of Advanced Industrial Science and Technology, Tsukuba, Japan; Thomas Friesen, SUPSI ISAAC, Canobbio, Switzerland; Haitao Liu, Institute of Electrical Engineering, Chinese Academy of Sciences, Beijing, China; Mike Van Iseghem, Electricité de France, EDF R&D, Moret-sur-Loing, France

 

2. Task 13 – Performanța și fiabilitatea sistemelor fotovoltaice, informații: http://www.iea-pvps.org/index.php?id=57

 

3. Programul IEA pentru Energia Fotovoltaică (IEA-PVPS), informații: http://www.iea-pvps.org/index.php?id=4

 

4. TÜV Rheinland. Quality Monitor 2015 – Quality Assurance and Risk Management of Photovoltaic Projects.

 

5. Methoden zur Fehlererkennung bei PV-Modulen und Anlagen – Qualitätssicherung im Feld

 

6. Reliability and Degradation of Solar PV Modules—Case Study of 19-Year-Old Polycrystalline Modules, Autor David A. Quansah 1,2,3,*, Muyiwa S. Adaramola 1, Gabriel Takyi 2,3 and Isaac A. Edwin 2,3

 

7. Sisteme de conversie si stocare eficienta a energiei pentru aplicații in ingineria electrica – Etapa de execuție nr. 2/2018: Proiectare sisteme de stocare si conversie a energiei; Anexa 3 – Raport privind influența calității panourilor PV asupra producției realizate. Autori: Ion Murgescu, Andreea Elleathey, Rareș Chihaia.

 

8. Analysis of Hot-Spots Effects on the Performances of a Photovoltaic System Used in Romania, 2017 International Conference on Electromechanical and Power Systems (SIELMEN), Autori: Gabriel Chiriac, Costica Nituca “Gheorghe Asachi” Technical University of Iasi, Ion Murgescu National Institute Research & Development for Electrical Engineering Bucharest, Romania