Spis treści
Wprowadzenie
Dlaczego wzrost temperatury modułów fotowoltaicznych prowadzi do utraty mocy?
Cztery skutki wysokich temperatur dla modułów.
Wprowadzenie
Silne nasłonecznienie nie zawsze oznacza wysoką produkcję energii.
Chociaż w lipcu i sierpniu nasłonecznienie jest największe, wysokie temperatury często powodują, że uzysk elektrowni jest niższy niż wiosną czy wczesnym latem, ponieważ wzrost temperatury znacząco obniża sprawność modułów i utrudnia systemowi utrzymanie optymalnej wydajności.
Standardowe warunki testowe dla modułów fotowoltaicznych to 25 °C, a współczynniki temperaturowe dla różnych technologii mieszczą się w zakresie od -0,24%/°C do -0,44%/°C. Gdy temperatura wzrasta z 25 °C do 70 °C, moc wyjściowa może spaść o 10%–20%, podczas gdy zakres 20–30 °C jest bliższy idealnym warunkom pracy.
Wysokie temperatury i wilgotność w pełni lata nie tylko zmniejszają efektywność produkcji energii, ale także zwiększają obciążenie cieplne falowników, kabli i innych komponentów, co wywiera presję na długoterminową stabilność pracy elektrowni.
Dlaczego wzrost temperatury modułów fotowoltaicznych prowadzi do utraty mocy?
Ze względu na właściwości temperaturowe samych modułów, wzrost temperatury powoduje spadek mocy wyjściowej. W upalne dni letnie temperatura tylnej części modułu może osiągać nawet 70 °C, a warstwa robocza ogniw wewnątrz przekraczać 80 °C.
Utratę mocy w różnych temperaturach można obliczyć według wzoru:
PT = PSTC × [1 + γ × (Tc − 25)]
Gdzie:
- PT = moc wyjściowa modułu w temperaturze Tc
- PSTC = moc znamionowa w standardowych warunkach testowych (25 °C)
- γ = temperaturowy współczynnik mocy (wartość ujemna, w /°C, np. -0,0032 oznacza -0,32%/°C)
- Tc = temperatura pracy modułu (°C)
Na przykład, dla modułu fotowoltaicznego 550 W, przy wzroście temperatury z 25 °C do 70 °C, spadek mocy wynosi:
- Technologia PERC: współczynnik -0,35%/°C, spadek o ok. 15,8%, moc wyjściowa ~463 W
- Technologia TOPCon: współczynnik -0,32%/°C, spadek o ok. 14,4%, moc wyjściowa ~471 W
- Technologia IBC: współczynnik -0,29%/°C, spadek o ok. 13,1%, moc wyjściowa ~478 W
- Technologia HJT: współczynnik -0,243%/°C, spadek o ok. 10,9%, moc wyjściowa ~490 W
Zarówno w instalacjach komercyjnych, jak i mieszkaniowych, konstrukcja dachu wpływa na nagrzewanie się modułów. Na przykład na dachu z blachy trapezowej moduły umieszczone na krawędziach są chłodniejsze dzięki lepszej wentylacji, podczas gdy w centralnych częściach, gdzie wentylacja jest ograniczona, temperatura jest wyższa. Badania terenowe Fraunhofer ISE i TÜV pokazują, że różnice te mogą sięgać 5–10 °C, co odpowiada 3%–5% różnicy w uzysku energii. Podobne zjawiska występują na dachach betonowych, membranowych czy w wiatach fotowoltaicznych. Jeśli nie zostaną uwzględnione, mogą obniżać wydajność całych stringów, dlatego stanowią istotny czynnik ryzyka w projektowaniu i eksploatacji systemów.
Cztery skutki wysokich temperatur dla modułów fotowoltaicznych
1. Spadek mocy wyjściowej modułów
Wraz ze wzrostem temperatury w elektrowni fotowoltaicznej moc wyjściowa modułów systematycznie maleje. Jest to najbardziej bezpośredni skutek wysokiej temperatury. Zgodnie z danymi pomiarowymi Fraunhofer ISE i NREL, moduły krzemowe w środowisku o temperaturze ok. 20 °C mogą wytwarzać o 15%–20% więcej energii niż w warunkach wysokiej temperatury 65–70 °C.
Przy tych samych warunkach nasłonecznienia systemy w chłodniejszych regionach osiągają zazwyczaj wyższy uzysk energii, podczas gdy w gorących obszarach częściej obserwuje się spadek produkcji i mocy.
Jak ograniczyć nagrzewanie się modułów latem?
Podczas pracy w sezonie letnim odpowiedni projekt i konserwacja mogą skutecznie zmniejszyć straty mocy spowodowane wysoką temperaturą:
- Zwiększenie wentylacji: pozostawienie kanałów wentylacyjnych na dachowych elektrowniach, aby uniknąć powstawania wysp ciepła w centralnych częściach.
- Podniesiony montaż: stosowanie konstrukcji wsporczych unoszących moduły, co zwiększa przepływ powietrza.
- Jasne pokrycia dachowe lub powłoki refleksyjne: ograniczają absorpcję ciepła i obniżają ogólną temperaturę pracy.
2. Wpływ na żywotność głównych komponentów inwertera
W systemach fotowoltaicznych inwertery – podobnie jak moduły – są kluczowymi elementami wyjątkowo wrażliwymi na wysoką temperaturę. Składają się z wielu półprzewodników mocy, kondensatorów, cewek i innych podzespołów, które już podczas pracy generują ciepło. Przy zbyt wysokiej temperaturze otoczenia łatwo dochodzi do spadku sprawności oraz skrócenia żywotności. Gdy obudowa inwertera przekracza 60–65 °C, system zwykle uruchamia automatyczną ochronę poprzez ograniczenie mocy, aby uniknąć ryzyka awarii. W upalne lato elektrownie PV nie tylko produkują mniej energii, lecz także mogą dodatkowo tracić przychody z powodu przegrzewania się inwerterów.
Jak zmniejszyć przegrzewanie inwertera w warunkach wysokiej temperatury?
Odpowiednia wentylacja i zabezpieczenia są kluczem do stabilnej i długotrwałej pracy inwertera:
- Optymalizacja instalacji i rozmieszczenia: wybór dobrze wentylowanego miejsca, unikanie lokalizacji narażonych na bezpośrednie południowe słońce lub dachowe wyspy ciepła.
- Połączenie cieniowania i chłodzenia: zastosowanie osłon lub paneli zacieniających w celu zmniejszenia bezpośredniego nasłonecznienia, przy jednoczesnym zapewnieniu swobodnego przepływu powietrza.
- Planowanie kabli i urządzeń: prawidłowe prowadzenie okablowania i utrzymanie odpowiednich odstępów, aby uniknąć lokalnego gromadzenia się ciepła utrudniającego chłodzenie.
- Zaawansowane rozwiązania chłodzenia: w dużych elektrowniach inwertery chłodzone cieczą stopniowo zastępują tradycyjne modele chłodzone powietrzem; w zastosowaniach komercyjnych i przemysłowych coraz częściej stosuje się inteligentne systemy chłodzenia powietrzem oraz zoptymalizowane kanały wentylacyjne, aby sprostać coraz częstszym upałom.
3. Efekt hot-spot i jego wpływ na żywotność modułów
Nadmierne lokalne nagrzewanie może wywołać efekt hot-spot, który może skrócić żywotność modułów o 20%–30%. Mechanizm ten polega na tym, że zacienione ogniwa w obwodzie przewodzą prąd wsteczny, przekształcając go w ciepło i powodując szybki wzrost temperatury w danym miejscu.
Podczas długotrwałej eksploatacji takie obszary przegrzania przyspieszają starzenie się materiału enkapsulacyjnego, powodują pękanie ogniw, a w skrajnych przypadkach prowadzą nawet do awarii całego modułu. W sezonie wysokich temperatur moduły PV są szczególnie narażone na wpływ ptasich odchodów, opadłych liści, gromadzącego się kurzu czy częściowego zacienienia. Nawet przy temperaturze otoczenia wynoszącej tylko 35 °C lokalne obszary mogą szybko osiągnąć ponad 100 °C, co skutkuje spadkiem mocy całego stringu.
Jak wykrywać i zapobiegać efektowi hot-spot w systemach fotowoltaicznych?
Aby uniknąć strat mocy i zagrożeń związanych z efektem hot-spot, należy w fazie projektowania i eksploatacji zastosować wielopoziomowe środki:
- Termowizja w podczerwieni: regularne badania termograficzne w okresie letnich upałów w celu szybkiego wykrywania lokalnych obszarów przegrzania.
- Optymalne rozmieszczenie i dobór modułów: odpowiednie projektowanie układów, aby zmniejszyć ryzyko zacienienia.
- Ochrona i czyszczenie modułów: regularne usuwanie ptasich odchodów, kurzu i zanieczyszczeń, by ograniczyć ryzyko przesłaniania.
- Diody obejściowe i nowe materiały: wysokiej jakości diody bypass oraz ulepszone procesy enkapsulacji mogą skutecznie zmniejszyć destrukcyjny wpływ hot-spotów.
4. Efekt PID prowadzący do awarii komponentów
Efekt PID (Potential Induced Degradation), czyli degradacja indukowana potencjałem, to zjawisko spadku wydajności modułów fotowoltaicznych spowodowane migracją jonów w warunkach wysokiego napięcia, wysokiej temperatury i dużej wilgotności. Objawia się on często szybkim spadkiem mocy modułu w krótkim czasie, a w dłuższej perspektywie przyspiesza jego awarię. W ekstremalnych warunkach PID może obniżyć sprawność modułów o 10%–30% i znacząco skrócić ich żywotność.
Efekt PID częściej występuje w regionach nadmorskich, gdzie panuje wysoka wilgotność i stężenie mgły solnej, a ryzyko dodatkowo wzrasta w połączeniu z letnimi upałami. Jednak PID został zidentyfikowany już w 2005 roku, a dzięki wieloletnim badaniom i ulepszeniom materiałowym współczesne moduły wysokiej jakości w dużym stopniu ograniczyły to zagrożenie.
Jak zapobiegać efektowi PID w modułach solarnych?
Praktyka branżowa pokazuje, że następujące środki mogą skutecznie zmniejszyć prawdopodobieństwo wystąpienia PID:
- Projekt elektryczny: prawidłowe uziemienie lub zastosowanie w nocy napięcia odwrotnego w celu neutralizacji nagromadzonych ładunków.
- Konstrukcja szkło-szkło: zastosowanie podwójnego szkła ogranicza przenikanie wilgoci i migrację ładunków, co znacząco poprawia niezawodność długoterminową.
Maysun Solar oferuje wysokiej jakości moduły fotowoltaiczne i rozwiązania, obejmujące zarówno dachy przemysłowe, jak i systemy balkonowe. Dzięki technologiom IBC, technologiom HJT i technologiom TOPCon zapewniamy wysoką wydajność i niezawodność nawet w warunkach wysokich temperatur.
Referencje
Fraunhofer ISE. (2025). Photovoltaics Report 2025. Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems. https://www.ise.fraunhofer.de/en/publications/studies/photovoltaics-report.html
National Renewable Energy Laboratory (NREL). (2025). Photovoltaic Performance: Real-Time PV Solar Resource Testing. U.S. Department of Energy. https://www.nrel.gov/pv/real-time-photovoltaic-solar-resource-testing.html
DNV. (2021). PV Module Reliability Scorecard 2021. DNV Energy Systems. https://2021modulescorecard.pvel.com/2021-pv-module-reliability-scorecard/
Ki
wa PVEL. (2025). PV Module Reliability Scorecard 2025. Kiwa PVEL. https://scorecard.pvel.com/
Maysun Solar. (2025). Solarmodul‑Hotspot‑Risiken und Prävention – Leitfaden. Maysun Solar Deutschland Blog. https://www.maysunsolar.de/blog/solarmodul-hotspot-risiken-und-praevention-leitfaden
Może Ci się spodobać