PV_2_2020
Default description
30
magazyn fotowoltaika 2/2020
magazyn fotowoltaika 2/2020
30
przegląd produktów – moduły pv
Tabela 1. Wybrane urządzenia producentów modułów, którzy znaleźli się na czołowych miejscach "Historycznej karty wyników niezawodności modułów 2020 PV EVOLUTION LABS"
WWW
jinkosolar.com
trinasolar.com
q-cells.com
jasolar.com
recgroup.com
Model
Cheetah HC 72M-V 400 W
TSM-DE06M.08(II)
Q.PEAK DUO-G6 355
JAM60S10 340/MR
REC N-PEAK 330
Typ ogniwa
Monokrystaliczne PERC HC
158,75 × 158,75
Monokrystaliczne PERC HC Monokrystaliczne Q.ANTUM
HC
Monokrystaliczne PERC HC
Monokrystaliczne HC
Moc maksymalna STC
(Pmax) [Wp]
400
340
360
340
330
Napięcie w MPP (UMPP) [V]
41,7
34,2
34,85
34,73
34,6
Napięcie obwodu otwartego
(UOC) [V]
49,8
41,1
41,19
41,55
41,3
Prąd w MPP (IMPP) [A]
9,6
9,94
10,33
9,79
9,55
Prąd zwarcia (IOC) [A]
10,36
10,6
10,84
10,46
10,24
Sprawność () [%]
20,02
19,9
20,1
20,2
19,8
Maksymalne napięcie
systemu (USYST) [V]
1500
1500
1000
1500
1000
Liczba modułów na palecie
(w kartonie) [szt.]
26
30
32
30
b.d.
Wymiary modułu
(L × W × H) [mm]
2008 × 1002 × 40
16,98 × 1004 × 35
1740 × 1030 × 32
1689 × 996 × 35
1675 × 997 × 30
Waga [kg]
22,5
18,7
19,9
19
18
Gwarancja produktowa
w latach
10
10
12
12
20
induced degradation). PID jest problemem, który wielu w branży
fotowoltaicznej uważa za rozwiązany, tymczasem mediana degra-
dacji PID była najwyższa od czasu opublikowania pierwszego
raportu przez laboratorium.
W pośpiesznym trybie wprowadzania nowych technologii do
masowej produkcji PVEL dostrzega wystąpienie nieznanych do tej
pory trybów degradacji oraz innych problemów. Przyjęcie na dużą
skalę ogniw typu PERC (ogniwo ze spodnią pasywacją emitera),
które zastąpiły dominujące niegdyś Al-BSF, przyniosło wymierne
korzyści w postaci lepszej wydajności, lepszej pracy w słabszym
oświetleniu oraz niższych kosztów produkcji modułów. Jednak nie-
które ogniwa PERC są podatne na degradację spowodowaną świa-
tłem i podwyższoną temperaturą (LeTID – ang. light- and eleva-
ted temperature-induced degradation). Mogą one zmniejszyć wydaj-
ność nawet o 10% w określonych warunkach środowiskowych.
W związku z wprowadzaniem nowych konstrukcji ogniw i ich
połączeń, niektóre rozwiązania powodują zwiększoną podatność
na mikropęknięcia. Niewątpliwie, nowe ogniwa zwiększają wydaj-
ność, podnoszą bezpieczeństwo pracy modułów PV oraz przyczy-
niają się do zmniejszenia kosztów produkcji.
Dla ułatwień w transporcie i budowie instalacji PV produ-
cenci konkurują także wprowadzaniem modułów lżejszych, zbu-
dowanych z cieńszego szkła i cieńszych ram oraz fizycznie więk-
szych, co prowadzi niejednokrotnie do obniżenia odporności na
uszkodzenia oraz brakiem kompatybilności z istniejącymi syste-
mami montażowymi.
Kolejną zaobserwowaną prawidłowością jest wpływ loka-
lizacji miejsca produkcji. Okazało się, że dwa te same moduły
produkowane w dwóch różnych miejscach, jeden w fabryce pro-
ducenta, a drugi w fabryce podwykonawcy, różniły się jakością.
Degradacja mocy DH2000 modułu z fabryki producenta wynio-
sła 1%, a z fabryki podwykonawcy 3,9%.
Sposób przeprowadzania badań
PV EVOLUTION LABS posiada unikalny program testowy
oparty na metodycznej sekwencji badawczej zarówno dla poszcze-
gólnych komponentów, jak i przede wszystkim gotowych wyro-
bów. Znormalizowane, transparentne procesy testowe wykony-
wane na urządzeniach w kalibracji ciągłej oraz w spójnych warun-
kach środowiskowych stanowią o jakości informacji o badanym
obiekcie – module fotowoltaicznym.
Jednym z ważniejszych testów z całej serii jest powszech-
nie znany test cyklu termicznego. Wraz ze zmianą temperatury
otoczenia komponenty w modułach fotowoltaicznych rozsze-
rzają się i kurczą. Komponenty mają różne współczynniki roz-
szerzalności cieplnej, co skutkuje działaniem termomechanicz-
nym pomiędzy poszczególnymi warstwami modułu fotowolta-
icznego. Konsekwencją takiej zmiany naprężeń może być zmę-
czenie wiązki lutowania, które prowadzi do zwiększenia rezy-
stancji, a w konsekwencji spadku mocy modułu. Dalsze moż-
liwe konsekwencje to rozwarstwienia, uszkodzenia mecha-
niczne, mikropęknięcia prowadzące do zmniejszenia wydajno-
ści systemu lub jego awarii. W ciągu ponad 25-letniego okresu
eksploatacji elektrowni słonecznej komponenty materiałowe
będą się rozszerzać i kurczyć tysiące razy, nawet w umiarkowa-
nym klimacie.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60