Wstęp
Energia fotowoltaiczna dynamicznie rozwija się w całej Europie, jednak wraz z upływem czasu zaczynają ujawniać się ukryte wady modułów. Efekt hotspotu, choć z pozoru niegroźny, może prowadzić do przegrzewania, a nawet spalenia modułu na skutek miejscowego zacienienia lub drobnych uszkodzeń. Efekt PID w gorącym i wilgotnym klimacie jest jeszcze poważniejszy – może powodować spadek wydajności modułu o ponad 30%, bezpośrednio wpływając na zwrot z inwestycji.
Jak wykryć te problemy na wczesnym etapie? Jak skutecznie im zapobiegać? Niniejszy artykuł przedstawia mechanizmy powstawania hotspotów i efektu PID, omawia kluczowe metody diagnostyczne, sposoby naprawy i strategie zapobiegawcze, a także prezentuje typowe przypadki z praktyki, które pomogą firmom osiągnąć długoterminową stabilność produkcji energii.
1. Mechanizmy powstawania hotspotów i efektu PID w modułach fotowoltaicznych
1.1 Efekt hotspotu: drobna usterka, poważne konsekwencje
Efekt hotspotu nie jest odległą i skomplikowaną awarią techniczną – bardzo często zaczyna się od drobnego problemu. Na przykład suchy liść na dachu lub ptasie odchody pozostawione na powierzchni modułu mogą sprawić, że jedna z ogniw zacznie pracować w trybie odwrotnym i intensywnie się nagrzewać. W dłuższej perspektywie prowadzi to do powstawania przypaleń, zniszczenia modułu, a nawet pogorszenia wydajności całego łańcucha.
W większości dachowych lub małych naziemnych systemów fotowoltaicznych moduły są połączone szeregowo. Gdy jedno ogniwo działa nieprawidłowo, pozostałe muszą przejąć jego obciążenie. Jeśli uszkodzone ogniwo ma mikropęknięcia, wady produkcyjne lub odchylenia parametrów, zaczyna działać jak zator w instalacji – energia elektryczna zamieniana jest w ciepło, co prowadzi do hotspotu.
Jeszcze większym zagrożeniem jest sytuacja, gdy dioda bocznikująca jest źle dobrana lub uszkodzona – wtedy prąd nie może ominąć uszkodzonego obszaru i nagrzewanie postępuje. Proces ten przebiega po cichu, ale w warunkach wysokich temperatur lub przy słabej wentylacji dachu może bardzo szybko się nasilić, znacznie skracając żywotność modułu.
W Europie efekty hotspotów są powszechnie spotykane – zwłaszcza w miejskich instalacjach dachowych z nachylonymi dachami, gdzie występują opadające liście lub ograniczona cyrkulacja powietrza. Jeśli czyszczenie i przeglądy nie są prowadzone regularnie, ślady hotspotów mogą pojawić się już w 2–3 roku pracy systemu. Takie straty są często pomijane w początkowej ocenie projektu.
1.2 Efekt PID: niewidoczna, postępująca degradacja
W przeciwieństwie do hotspotu, gdzie przegrzanie jest widoczne, efekt PID (degradacja wywołana potencjałem) to niewidoczna forma długotrwałego uszkodzenia. Najczęściej rozwija się cicho w warunkach wysokiej temperatury, wilgotności i napięcia – szczególnie w systemach bez optymalnego uziemienia lub bez użycia materiałów odpornych na PID. W wielu przypadkach oznaki degradacji mogą być widoczne już po mniej niż trzech latach eksploatacji.
Istotą efektu PID jest migracja ładunków elektrycznych wewnątrz modułu wskutek różnicy potencjałów, co prowadzi do stopniowej degradacji warstwy pasywacyjnej na powierzchni ogniw. Działa to jak utrata ochronnej "błony", która miała zapewniać wysoką sprawność – nawet silne nasłonecznienie nie wystarcza wtedy do uzyskania odpowiedniego prądu.
Czynników wywołujących PID jest wiele. Najczęstszym jest nieprawidłowe uziemienie systemu – gdy moduły typu P nie są uziemione po stronie ujemnej, pomiędzy ramą a ogniwami powstaje silna różnica potencjałów. Jeśli dodać do tego morską bryzę, wysoką wilgotność i intensywne letnie słońce, materiały kapsułkujące zaczynają przewodzić prąd, co przyspiesza starzenie się komponentów.
Co więcej, moduły wykonane z tradycyjnej folii EVA lub szkła sodowo-wapniowego są bardziej podatne na efekt PID. Ogniwa typu P są z natury bardziej wrażliwe na to zjawisko, a jeśli dojdą do tego niestabilne warstwy antyrefleksyjne lub nierównomierny opór, degradacja wydajności staje się niemal nieunikniona.
2. Jak precyzyjnie wykrywać hotspoty i efekt PID?
Wczesne wykrycie i szybka reakcja to klucz do ograniczenia długoterminowych strat w systemach fotowoltaicznych. Hotspoty i efekt PID nie muszą objawiać się dopiero po gwałtownym spadku produkcji – odpowiednie metody diagnostyczne pozwalają wykryć wiele problemów już na niewidocznych, wczesnych etapach. Oto trzy najczęściej stosowane i najbardziej praktyczne sposoby diagnostyki:
Termowizja: szybka identyfikacja obszarów przegrzania
Charakterystycznym objawem hotspotu jest wzrost temperatury, dlatego najbardziej bezpośrednią metodą wykrywania jest termowizja. W słoneczne południe operatorzy mogą skanować moduły rząd po rzędzie za pomocą kamery termowizyjnej. Jeżeli lokalna temperatura jest wyraźnie wyższa od otoczenia (zwykle o ponad 10°C), należy to potraktować jako sygnał ostrzegawczy.
Ta metoda pozwala na szybką identyfikację problemu bez demontażu modułu i skutecznie lokalizuje potencjalne zagrożenia, takie jak zacienienie, mikropęknięcia czy nierównomierny przepływ prądu. W przypadku dachowych instalacji PV lub systemów o skomplikowanej konstrukcji, termowizja jest standardem każdej kontroli.
Test krzywej IV: raport z kondycji modułu
Krzywa IV (prąd-napięcie) pokazuje rzeczywisty stan pracy modułu i jest popularnym narzędziem do diagnozowania efektu PID. W przypadku wystąpienia PID charakterystyczne są: spłaszczenie krzywej, wyraźne przesunięcie punktu mocy maksymalnej oraz spadek współczynnika wypełnienia (FF).
Dzięki przenośnym miernikom można zbierać dane z poszczególnych stringów i porównywać je w różnych okresach, aby ustalić, czy występuje trend degradacji elektrycznej. W porównaniu do termowizji ta metoda lepiej nadaje się do pogłębionej analizy w zaawansowanym stadium problemu.
Badanie EL: ujawnienie ukrytych pęknięć i degradacji
EL (elektroluminescencja) to metoda często stosowana do wykrywania mikropęknięć i lokalnej degradacji. Moduł umieszcza się w zaciemnionym pomieszczeniu, pobudza się go prądem i wykonuje zdjęcia emisji światła – pozwala to na dokładne zobrazowanie zmian strukturalnych wewnątrz ogniw.
Szczególnie w przypadku „ciemnych plam” wywołanych efektem PID, porównanie obrazów EL przed i po wystąpieniu problemu pozwala dokładnie określić, które ogniwa straciły pasywację i gdzie nastąpił spadek wydajności. Zaleca się wykonanie takich badań na początku eksploatacji elektrowni oraz ponownie w trzecim roku, aby wychwycić wczesne sygnały degradacji.
Od wykrycia anomalii w module, przez spadek wydajności, aż po potwierdzenie PID – diagnoza zwykle przebiega według ściśle określonego schematu. Poniższy diagram przedstawia typowy proces wykrywania efektu PID:
Przykład zastosowania:
Na dachu jednej z elektrowni fotowoltaicznych w Sycylii (Włochy), o mocy 2,4 MW, po dwóch latach eksploatacji stwierdzono nietypowy spadek wydajności modułów. Badanie EL wykazało rozległe przyciemnienia na brzegach modułów, co potwierdziło degradację spowodowaną efektem PID. Część modułów straciła ponad 25% mocy. Po wymianie uszkodzonych jednostek i korekcie uziemienia, operator szacuje, że w ciągu najbliższych trzech lat uda się uniknąć strat przekraczających 40 000 euro.
Porównanie wpływu efektu PID i hotspotów na rynku europejskim
3. Przewodnik szybkiego reagowania na anomalie modułów
Gdy efekt hot-spot lub PID zaczyna wpływać na wydajność systemu, kluczowe jest szybkie i odpowiednio sklasyfikowane działanie, aby ograniczyć straty. Poniższe środki dotyczą systemów z wyraźnym spadkiem mocy lub oznakami przegrzewania.
1. Postępowanie z modułami dotkniętymi efektem hot-spot
- Hot-spot o niskim nasileniu (różnica temperatur do 10°C): można przenieść uszkodzony moduł na koniec stringu, by zmniejszyć jego prąd roboczy i wydłużyć czas eksploatacji.
- Hot-spot o dużym nasileniu (odbarwienie EVA, przypalenia tylnej ścianki): zaleca się natychmiastową wymianę modułu, aby uniknąć zagrożeń pożarowych lub elektrycznych podczas dalszej eksploatacji.
- Usunięcie przeszkód powodujących zacienienie: należy regularnie usuwać cienie od drzew, zalegający śnieg, odchody ptaków i kurz. Można także dostosować kąt nachylenia wsporników, by zmniejszyć ryzyko zacienienia.
2. Działania awaryjne przy uszkodzeniach PID
- Naprawa przez zastosowanie pola odwróconego: przy łagodnym efekcie PID można zastosować napięcie odwrócone +800V do +1000V w nocy; w ciągu 24–48 godzin większość modułów może odzyskać ponad 90% mocy.
- Wymiana modułów w obszarach wysokiego ryzyka: w przypadku nienaprawialnych lub gwałtownie tracących moc modułów zaleca się ich wymianę na produkty z certyfikatem PID-Free, by nie zakłócać pracy całego stringu.
- Kontrola instalacji elektrycznej: należy sprawdzić uziemienie systemu, stan izolacji, utlenienie złączy itp., aby uniknąć nawrotów problemu.
4. Od projektu do eksploatacji: kluczowe etapy zapobiegania efektom hot-spot i PID
Skuteczne ograniczenie problemów z hot-spotami i efektem PID wymaga zamkniętego obiegu zarządzania – od doboru modułów i projektowania systemu po codzienną eksploatację. W szczególności w projektach europejskich narażonych na wysoką temperaturę, wilgoć i zacienienie, należy z wyprzedzeniem planować potencjalne ryzyka.
1. Optymalizacja doboru modułów i materiałów enkapsulacyjnych
Podstawą zapobiegania efektom PID i hot-spot są odporność modułów na warunki atmosferyczne, spójność parametrów elektrycznych i struktura laminatu. Już na etapie doboru komponentów należy ograniczać źródła ryzyka:
- Preferuj moduły z certyfikatem PID-Free, wykonane z materiałów o wysokiej izolacyjności i niskiej przepuszczalności wilgoci (EVA, folia tylna, szkło); w regionach wilgotnych zaleca się moduły dwuszybowe lub typu N.
- Eliminuj ogniwa z mikropęknięciami lub niespójnością parametrów elektrycznych za pomocą selekcji i obrazowania elektroluminescencyjnego (EL).
- W projektach narażonych na zacienienie lub o skomplikowanych warunkach montażu (np. dachy skośne, nieregularne elewacje), zastosuj moduły o architekturze IBC. Moduły IBC firmy Maysun Solar bez przednich ścieżek wykazują wyraźną przewagę w odporności na zacienienie i przy słabym świetle – idealne do zastosowań mieszkaniowych i komercyjnych.
2. Optymalizacja uziemienia i struktury montażowej
- Wykorzystuj oprogramowanie projektowe (np. PVsyst) do modelowania zacienienia i optymalizacji rozstawu oraz kąta nachylenia – pozwala to zredukować ryzyko trwałych lub sezonowych zacienień powodujących lokalne hot-spoty.
- Projektuj uziemienie zależnie od typu modułu: dla typu P zaleca się uziemienie bieguna ujemnego, a dla typu N – bieguna dodatniego, co zmniejsza różnicę potencjałów między ramą a ogniwem i ogranicza efekt PID u źródła.
3. Wzmocnienie eksploatacji i cyklicznych inspekcji
- Regularnie czyść powierzchnie modułów z kurzu, odchodów ptaków i innych zanieczyszczeń. W strefach pyłowych zaleca się czyszczenie co miesiąc, a w regionach wilgotnych i nadmorskich – przynajmniej raz na kwartał, wraz z kontrolą przeszkód powodujących zacienienie.
- Stosuj termowizję do szybkiego wykrywania hot-spotów; łącząc ją z obrazowaniem EL, można wcześnie wykryć mikropęknięcia, wady ogniw czy początkowe oznaki PID. Zaleca się przeprowadzać pełną kontrolę raz w roku i tworzyć archiwum inspekcji O&M.
4. Szkolenie użytkowników i zwiększenie świadomości
- Zwiększaj wiedzę użytkowników na temat hot-spotów i efektu PID. Organizuj cykliczne szkolenia online i warsztaty techniczne, dziel się przypadkami awarii oraz metodami postępowania – pomoże to podnieść kompetencje zespołów O&M w zakresie identyfikacji ryzyk i wdrażania środków zapobiegawczych.
- Dla projektów planowanych w regionach nadmorskich i wilgotnych, wybór modułów odpornych na PID jest kluczowy. Produkty IBC firmy Maysun Solar wykazały się stabilnym działaniem i wysoką skutecznością w wielu europejskich instalacjach:
Podsumowanie
W europejskich systemach fotowoltaicznych efekty hot-spot i PID rzadko pojawiają się nagle – to „ciche problemy”, które rozwijają się od wczesnych etapów projektu i w dłuższym okresie wpływają na zyski z produkcji energii. Ich przyczyny są różnorodne, ale sprowadzają się do jednego: braku równowagi między jakością projektu a kontrolą komponentów na etapie przygotowawczym.Aby zminimalizować straty, należy nie tylko rygorystycznie kontrolować jakość podczas zakupu urządzeń i konfiguracji systemu, ale również wdrażać mechanizmy wczesnego wykrywania i reagowania w fazie eksploatacji. W przyszłości, popularyzacja materiałów odpornych na PID, rozwój technologii bezprętowych oraz wdrażanie inteligentnych metod diagnostycznych zapewnią systemom PV większą stabilność i wyższy zwrot z inwestycji.
Od 2008 roku Maysun Solar jest zarówno inwestorem, jak i producentem w branży fotowoltaicznej, oferując bezinwestycyjne rozwiązania solarne dla dachów przemysłowych i komercyjnych. Dzięki 17-letniemu doświadczeniu na rynku europejskim oraz mocy zainstalowanej wynoszącej 1,1 GW, realizujemy w pełni finansowane projekty solarne, umożliwiając firmom monetyzację dachów i obniżenie kosztów energii bez konieczności inwestycji początkowej.Nasze zaawansowane moduły IBC, HJT, TOPCon, a także stacje solarne na balkon zapewniają wysoką wydajność, trwałość i długoterminową niezawodność. Maysun Solar przejmuje na siebie cały proces, obejmujący uzyskanie pozwoleń, instalację oraz konserwację, co gwarantuje płynne i bezpieczne przejście na energię słoneczną, jednocześnie dostarczając stabilne zwroty finansowe.
Referencje:
MDPI Sensors – L. Wang, H. Li, Y. Zhao et al., “Comprehensive assessment of hotspot and PID degradation in crystalline silicon photovoltaic modules using infrared thermography and electroluminescence,” Sensors 23(21), 8780 (2023) https://www.mdpi.com/1424-8220/23/21/8780
OFweek Solar – “Analysis of PV module degradation: hot spot, PID and aging mechanisms” (2022/01/06)
http://www.ofweek.com/solar/article-2022-01/ART-310079
ASTM International – ASTM E2481-12 “Standard Test Method for Hot Spot Protection Testing of Photovoltaic Modules”
https://www.astm.org/e2481-12r18.html
PVsyst SA – “PVsyst User’s Guide” (latest edition) https://www.pvsyst.com/
Może Ci się spodobać: