Najczęstsze problemy paneli słonecznych i sposoby ich rozwiązania

Spis treści

1. Wprowadzenie
2. Najczęstsze problemy i potencjalne zagrożenia paneli słonecznych
3. Rozwiązania: jak wybrać niezawodne panele słoneczne
4. Wnioski

Wprowadzenie

Wraz z rosnącą popularyzacją odnawialnych źródeł energii panele słoneczne stają się coraz bardziej zauważalnym, czystym i zrównoważonym wyborem energetycznym. W miarę jak technologia fotowoltaiczna znajduje coraz szersze zastosowanie, użytkownicy zaczynają dostrzegać również typowe problemy modułów fotowoltaicznych oraz potencjalne zagrożenia związane z ich eksploatacją.

Aby system fotowoltaiczny mógł działać stabilnie i wydajnie przez długi czas, kluczowe jest zrozumienie tych zagadnień i umiejętność właściwego reagowania. W niniejszym artykule przedstawiono najczęstsze sytuacje, jakie mogą wystąpić podczas użytkowania paneli słonecznych, oraz omówiono najważniejsze kryteria wyboru niezawodnych komponentów, które pomagają poprawić jakość pracy całego systemu i uzyskać lepsze wyniki produkcji energii.

Jakie są najczęstsze awarie i potencjalne problemy paneli słonecznych?

Choć te zjawiska wydają się różnorodne, większość z nich wynika z takich czynników jak starzenie materiałów, obciążenia środowiskowe, nieprawidłowe ścieżki prądowe oraz niewłaściwe warunki montażu. Zrozumienie źródła problemu pomaga uniknąć wielu błędów już na etapie wyboru i projektowania modułów fotowoltaicznych.

Efekt hotspotu

Efekt hotspotu to lokalny proces niestabilności termicznej spowodowany nagromadzeniem strat I²R. Gdy na skutek mikropęknięć, słabego lutowania lub częściowego zacienienia rośnie rezystancja szeregowa (Rs), cały string musi utrzymać ten sam prąd, co powoduje wymuszone rozpraszanie energii w obszarze o wyższym oporze.

Przy typowym prądzie 8–10 A wzrost lokalnej rezystancji zaledwie o 20–40 mΩ może podnieść temperaturę o 25–45°C, wprowadzając materiały w strefę przyspieszonej degradacji. Gdy temperatura osiągnie 80–110°C, mogą wystąpić nieodwracalne uszkodzenia, takie jak:

• utlenianie EVA → szybsze żółknięcie i niższa przepuszczalność światła
• rekrystalizacja srebrnych siatek / taśm → migracja metalu i dalszy wzrost oporu
• nierównomierne naprężenia szkła i ogniwa → pęknięcia powierzchniowe lub ukryte

Przy lokalnym zacienieniu dioda bypass załącza się wcześniej, co oznacza, że dany string wchodzi w stan pracy nienormalnej. Częste cykle cieplne (włącz/wyłącz) prowadzą do zmęczenia lutów oraz nagromadzenia naprężeń, a obszary hotspotów rozszerzają się wraz z czasem pracy. Na termowizji widoczne są rosnące punkty przegrzania.

Mikropęknięcia i efekt ślimaczych śladów

Mikropęknięcia powstają zwykle wskutek siły zewnętrznej, naprężeń produkcyjnych lub cykli termicznych. Wraz z powszechnym zmniejszeniem grubości wafli krzemowych do 160–170 μm ogniwa stają się bardziej podatne na niewidoczne pęknięcia podczas sortowania, lutowania, transportu i montażu.

Takie pęknięcia zmniejszają lokalną zdolność przewodzenia prądu, zwiększają Rs i powodują straty mocy.
Efekt „ślimaczych śladów” to wizualny skutek mikropęknięć w warunkach wilgotnych, gdy srebro migruje lub ulega sulfidacji, tworząc ciemne linie. Oznacza to powstanie słabych punktów materiałowych, które z biegiem czasu mogą się powiększać, obniżając FF (fill factor), stabilność wyjściową i długoterminową produkcję energii.

Zasadniczym ryzykiem jest osłabienie stabilności pracy modułu, dlatego kluczowe jest odpowiednie pakowanie, transport i montaż ograniczający ryzyko powstania początkowych uszkodzeń.

Wewnętrzne uszkodzenia modułów (oderwane luty, uszkodzone puszki przyłączeniowe, wady laminacji)

Wewnętrzne awarie paneli słonecznych często wynikają z nagromadzonych obciążeń mechanicznych, zmęczenia materiałów lub utraty szczelności. Mogą obejmować odklejone punkty lutownicze, pęknięte taśmy, wnikanie wody do puszki przyłączeniowej czy delaminację.

Podczas produkcji luty są narażone na nagłe szoki termiczne rzędu 140–160°C. Nierównomierne chłodzenie lub nacisk może prowadzić do zmęczenia metalu, a w trakcie pracy moduł doświadcza rocznie 600–900 cykli dziennych (różnica temperatur 30–45°C). Rezystancja styków może wzrosnąć o 2–5 mΩ, destabilizując przepływ prądu.

Jeśli w puszce przyłączeniowej pojawi się wilgoć (starzenie uszczelnień, pęknięcia tylnej folii), rezystancja izolacji może spaść z poziomu GΩ do setek MΩ, zwiększając ryzyko korozji i upływu prądu.
Delaminacja EVA/POE prowadzi do osłabienia podparcia ogniw, co sprzyja niestabilnym połączeniom elektrycznym i objawia się drganiami krzywej IV, wzrostem Rs oraz niestabilną produkcją energii.

Główne ryzyko polega na przerwaniu ciągłości ścieżki prądowej — uszkodzenia są nieodwracalne. Należy więc minimalizować wstrząsy podczas transportu i montażu oraz dbać o szczelność puszki i stan materiałów.

Degradacja (LID / LeTID / PID)

Spadek wydajności modułu może wynikać z różnych procesów:

• LID (degradacja świetlna): pojawia się w pierwszych godzinach ekspozycji na silne światło, typowo 0,8–1,5%, spowodowana tworzeniem kompleksów bor–tlen
• LeTID: występuje w środowisku wysokiej temperatury + obciążenia elektrycznego; spadki mogą sięgać 3–6%
• PID: związany z napięciem systemu i wilgotnością; w instalacjach 1500 V lub wilgotnych obszarach lokalna degradacja może przekroczyć 10%

Najważniejszy nie jest jednorazowy spadek, lecz długoterminowa krzywa degradacji. Technologie podatne na degradację mogą po 3–8 latach znacząco zmniejszyć produkcję energii, wpływając na ekonomię całego cyklu życia instalacji.

Pęknięcia tylnej folii i wnikanie wilgoci

Tylna folia modułu jest stale narażona na UV, cykle termiczne i naprężenia. Gdy traci integralność, wilgoć może przenikać do struktury laminatu i powodować korozję taśm oraz pogorszenie właściwości izolacyjnych.

Według testów DNV i NREL rezystancja izolacji po wniknięciu wilgoci może spaść z poziomu GΩ do setek MΩ — co przyspiesza degradację PID i zwiększa ryzyko lokalnych zwarć.

Uszkodzenia te często rozwijają się powoli i są trudne do zauważenia we wczesnej fazie.

Błędy montażowe

Niewłaściwy montaż jest częstą przyczyną anomalii wydajności modułów PV i obejmuje błędy kąta nachylenia, stałe przeszkody oraz niewystarczającą wentylację.

• Kąt i orientacja
  Zbyt mały/duży kąt lub odchylenie od południa zmniejsza roczną produkcję. W południowej Europie odchylenie o 10° oznacza 2–4% strat (dane PVGIS).
• Zacienienie
  Nawet 3–5% zacienienia (kominy, drzewa) może obniżyć moc stringu o 15–25% i znacząco zwiększyć ryzyko hotspotów (Fraunhofer ISE).
• Niewystarczająca wentylacja
  Za mała przestrzeń pod modułem podnosi temperaturę tylnej folii:
• +1°C = spadek mocy o 0,30–0,45%
• wentylacja < 6–8 cm → +8–12°C wyższa temperatura
• rekomendowane ≥ 10–15 cm

Te czynniki łącznie prowadzą do niższej produkcji i różnic między projektem a rzeczywistym uzyskiem energii.

Wpływ środowiska

Panele PV są stale narażone na czynniki pogodowe:

• wysokie temperatury — tylna folia może osiągać 60–75°C; +10°C to 3–4,5% spadku mocy
• śnieg i obciążenia wiatrowe — niewłaściwy montaż może prowadzić do pęknięć, deformacji lub uszkodzenia modułu
• mgła solna, wilgoć, UV — przyspieszają starzenie folii, lutów i EVA/POE, obniżając rezystancję izolacji i zwiększając ryzyko PID

Czynników środowiskowych nie da się uniknąć, ale odpowiedni dobór technologii — np. double glass lub materiały o wysokiej odporności — oraz właściwy projekt montażu mogą znacząco ograniczyć długoterminowe straty.

Rozwiązania: wybór niezawodnych paneli słonecznych

Po zrozumieniu mechanizmów typowych awarii paneli słonecznych kluczowym krokiem jest ograniczenie ryzyka poprzez właściwy dobór konstrukcji modułu, technologii ogniw oraz projektu całego systemu. Poniżej przedstawiono trzy obszary, które pozwalają skutecznie unikać hotspotów, mikropęknięć, degradacji oraz starzenia środowiskowego modułów fotowoltaicznych podczas praktycznego doboru komponentów.

1. Wybór niezawodnej konstrukcji modułu

Struktura laminacji modułu

Sposób laminacji decyduje o odporności modułu na wilgoć, stabilności mechanicznej i tempie długoterminowego starzenia. Moduły typu double glass oferują barierę paroszczelną (WVTR) nawet na poziomie 10⁻⁶ g/m²·dzień — znacznie lepszą niż klasyczne moduły z tylną folią. Dzięki temu w wilgotnym, nadmorskim, deszczowym lub dynamicznym temperaturowo środowisku zachowują wyższą trwałość.

Moduły jednostronne (single glass) są lżejsze (o 3–6 kg w porównaniu z double glass przy tej samej mocy), co czyni je lepszym wyborem dla dachów o ograniczonej nośności. Moduły bifacjalne mogą uzyskać dodatkowe 5–10% energii na jasnych dachach lub powierzchniach o wysokim współczynniku odbicia, zapewniając jednocześnie większą stabilność mechaniczną i odporność na warunki atmosferyczne.

Struktura technologiczna ogniw

Podział ogniwa wpływa bezpośrednio na ścieżki prądowe i lokalne zmiany oporu przy zacienieniu. Technologia half-cut zmniejsza prąd o połowę, redukując ryzyko hotspotów. Obecnie stosuje się jeszcze bardziej zaawansowane rozwiązania — technologię 1/3-cut, która dzieli ogniwo na trzy mniejsze części, obniżając prąd oraz skracając wewnętrzną drogę przewodzenia.

Zmniejsza to wzrost lokalnej rezystancji i ogranicza nagrzewanie — idealne rozwiązanie w przypadku lekkiego zacienienia, np. od gałęzi lub balustrad. Taka konstrukcja poprawia stabilność pracy modułu PV w warunkach mikropęknięć, wysokiej temperatury lub częściowego zacienienia.

Dobór mocy modułu do wielkości dachu

Rozmiar modułu i moc nominalna mają duży wpływ na układ, wentylację i obciążenia:

• 430–460 W – średnie moduły idealne dla dachów domowych, umożliwiają elastyczne rozmieszczenie
• 550–600 W i wyżej – duże moduły do dachów komercyjnych i przemysłowych, zwiększające produkcję energii na m² i zmniejszające liczbę konstrukcji wsporczych

Właściwe dopasowanie rozmiaru modułu do konstrukcji dachu pozwala uniknąć zbyt gęstego układu, słabej wentylacji i przeciążeń, co zapewnia stabilną pracę systemu.

2. Wybór technologii ogniw o wyższej stabilności

Poszczególne technologie różnią się podatnością na degradację, wysoką temperaturę i zacienienie. Wybór odpowiedniej technologii umożliwia ograniczenie hotspotów, zmniejszenie długoterminowych strat oraz zwiększenie uzysków fotowoltaiki.

IBC: przyjazne dla zacienienia, mocne w słabym świetle

IBC wykorzystuje konstrukcję z kontaktami z tyłu i bez przednich siatek metalowych, co ogranicza straty przy zacienieniu. Zapewnia stabilniejsze działanie przy słabym świetle, niskim kącie padania i lokalnym zacienieniu. Brak przednich taśm lutowniczych zmniejsza wpływ mikropęknięć na straty mocy.

IBC zwykle korzysta z wyższej jakości wafli i lepszej pasywacji, oferując niższe LID/LeTID i większą stabilność w długim okresie — szczególnie przy zmiennych warunkach pogodowych lub wysokich wymaganiach niezawodności.

TOPCon: wyższa wydajność i niższa degradacja — obecny standard rynkowy

TOPCon rozszerza strukturę PERC o tunelową warstwę tlenkową i pasywującą warstwę polisilikonu, zmniejszając rekombinację i ograniczając wstępną degradację LID. Moduły TOPCon cechują się wysoką sprawnością oraz stabilnością w warunkach wysokiej temperatury i wilgotności — dlatego są najczęściej stosowaną technologią na rynku.

Wyższy współczynnik bifacjalności daje dodatkowe uzyski na jasnych dachach lub powierzchniach odbijających. Stabilna technologia produkcji sprawia, że TOPCon dobrze wypada w testach wilgotno-cieplnych i niskotemperaturowych, balansując między kosztem a wydajnością.

HJT: niski współczynnik temperaturowy i świetna wydajność w słabym świetle

HJT łączy krzem krystaliczny z warstwami amorficznymi, zapewniając bardzo silną pasywację powierzchni. Współczynnik temperaturowy ok. –0,243%/°C jest znacznie lepszy niż w tradycyjnych technologiach, co oznacza mniejsze straty mocy na gorących dachach lub w klimacie południowym.

Technologia HJT nie wykazuje LID, charakteryzuje się bardzo niskim ryzykiem LeTID i wysoką odpornością na PID. To sprawia, że idealnie sprawdza się na dachach metalowych, w regionach nadmorskich oraz w środowiskach o dużych różnicach temperatur.

Struktura heterozłącza HJT jest mniej wrażliwa na naprężenia mechaniczne, co zmniejsza ryzyko mikropęknięć podczas transportu i montażu.

3. Zwrócenie uwagi na montaż systemu i długoterminową niezawodność

Po wyborze odpowiedniej konstrukcji i technologii ostateczna stabilność i wydajność modułów fotowoltaicznych zależy od jakości montażu i warunków pracy. Wiele problemów — hotspoty, upływy prądu, degradacja — wynika nie z modułu, lecz z błędów instalacyjnych: złego kąta nachylenia, przeszkód lub słabej wentylacji.

Poprawny kąt montażu, odpowiednie rozmieszczenie i wystarczająca wentylacja tylnej części modułu są kluczowe dla utrzymania bezpiecznej temperatury pracy.

W trakcie eksploatacji należy regularnie kontrolować puszki przyłączeniowe, uszczelnienia i mocowania, aby uniknąć strat spowodowanych wilgocią, korozją lub poluzowaniem elementów. W środowiskach z dużą ilością śniegu, wysoką wilgotnością lub mgłą solną warto stosować konstrukcje o podwyższonej odporności.

Oprócz montażu ważne są również certyfikacje modułów: IEC 61215, IEC 61730 oraz klasy odporności ogniowej (np. Class A). Renomowani producenci oferują także co najmniej 12 lat gwarancji produktowej i 25 lat gwarancji liniowej mocy.

Wnioski

Problemy takie jak hot spoty, mikropęknięcia, PID oraz starzenie środowiskowe wynikają przede wszystkim z połączenia czynników materiałowych, procesowych i warunków pracy. Wybierając bardziej niezawodne konstrukcje modułów (np. double-glass, technologię 1/3-cut), odpowiednie technologie ogniw dla danego klimatu i scenariusza projektu (IBC, TOPCon lub HJT) oraz dbając o prawidłowy montaż i długoterminową konserwację, można skutecznie zapobiec większości awarii.

Od instalacji domowych po systemy komercyjne — tylko wtedy, gdy trzy kluczowe etapy: dobór komponentów, projekt oraz instalacja są realizowane zgodnie z normami, system fotowoltaiczny może utrzymać stabilną, wydajną i przewidywalną produkcję energii przez cały okres eksploatacji.

Maysun Solar to dostawca modułów fotowoltaicznych specjalizujący się w rynku europejskim, oferujący wysokowydajne moduły w technologiach IBC, technologiach TOPCon, technologiach HJT. Firma zapewnia stabilne wsparcie w zakresie lokalnego magazynowania i dostaw oraz oferuje klientom rzetelne wskazówki dotyczące doboru modułów dla różnych typów dachów i scenariuszy zastosowań, co pomaga utrzymać wysoką stabilność i uzyski energetyczne instalacji w długim okresie.

Referencje:

NREL (National Renewable Energy Laboratory). PV Module Reliability and Degradation Research. https://www.nrel.gov/pv

Fraunhofer ISE (2024). Photovoltaics Report – Key Figures and Performance Trends. https://www.ise.fraunhofer.de/en.html

Sandia National Laboratories. PV Performance Modeling Collaborative (PVPMC). https://pvpmc.sandia.gov

IEA PVPS (2023). Task 13 – Performance and Reliability of Photovoltaic Systems. https://iea-pvps.org/research-tasks/task-13/

DNV (2021). Solar Module Reliability Scorecard – PVEL Annual Results. https://www.dnv.com/services

Może Ci się spodobać: