Abbau und Energieleistungsbewertung von Mono

Wissenschaftliche Berichte Band 13, Artikelnummer: 13066 (2023) Diesen Artikel zitieren

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Durch die Verschlechterung verringert sich mit der Zeit die Fähigkeit der Solar-Photovoltaik (PV)-Produktion. Studien zur Verschlechterung von PV-Modulen basieren typischerweise auf zeit- und arbeitsintensiven beschleunigten Experimenten oder Feldversuchen. Für die Zertifizierung von PV-Modulen mit einer Lebensdauer von 25 Jahren ist es von entscheidender Bedeutung, die Art und Weise der Verschlechterung zu verstehen. Sowohl technologische als auch Umweltbedingungen beeinflussen die Verschlechterungsrate von PV-Modulen. Dieser Artikel untersucht die Verschlechterung von 24 monokristallinen Silizium-PV-Modulen, die auf dem Dach des ägyptischen Elektronikforschungsinstituts (ERI) montiert sind, nach 25 Jahren Außenbetrieb. Die Degradationsraten wurden anhand des Leistungsverhältnisses, der Temperaturverluste und des Energieertrags des Moduls ermittelt. Im Rahmen des PV-Bewertungsprozesses wurden die Sichtprüfung, die Messung der I-V-Charakteristik und die Degradationsrate berechnet. Die Ergebnisse zeigen, dass die maximale Leistung der Module (\({P}_{max}\)) im Laufe der Zeit durchschnittlich um 23,3 % abgenommen hat. Die Verschlechterungsraten des Kurzschlussstroms (\({I}_{sc}\)) und des Maximalstroms (\({I}_{m}\)) betragen 12,16 % bzw. 7,2 %. Die Degradationsraten der Leerlaufspannung (\({V}_{oc}\)), der maximalen Spannung (\({V}_{m}\)) und des Füllfaktors (\(FF\)) betragen 2,28 %. , 12,16 % bzw. 15,3 %. Die Gesamtleistungsquote der PV-Anlage beträgt 85,9 %. Nach einer langen Betriebszeit unter Außenbedingungen werden die fünf Parameter des Einzeldiodenmodells zur Parameteridentifizierung jedes Moduls verwendet, um die Auswirkung der Alterung auf die Leistung des PV-Moduls zu untersuchen.

Die Energiefrage ist weiterhin von entscheidender Bedeutung für den sozialen und wirtschaftlichen Fortschritt der Gesellschaft1. Durch die Nutzung nicht erneuerbarer Brennstoffquellen entstehen Umweltprobleme, insbesondere angesichts der steigenden Ölpreise und der negativen Auswirkungen der Verbrennung fossiler Brennstoffe auf die Umwelt. Verschiedene erneuerbare Energiequellen bieten heute über ein breites Spektrum an Technologien hinweg genügend Flexibilität und Zuverlässigkeit, um die Energieknappheit aufgrund der steigenden Nachfrage zu minimieren1,2. Heute nimmt Solarenergie eine bedeutende Stellung auf dem Markt für erneuerbare Energien ein. Solarenergie wird sowohl für gewerbliche als auch für private Zwecke genutzt2. Zu seinen Vorteilen gehört, dass es endlos, schadstofffrei, reichlich vorhanden, geräuschlos ist, keine rotierenden Teile enthält und unabhängig von der Größe Strom effektiv umwandeln kann. Obwohl PV-Module typischerweise eine Lebensdauer von etwa 25 Jahren haben, können mehrere Faktoren ihre Leistung im Laufe der Zeit beeinflussen2,3,4,5,6. Da die PV-Anlage im Freien erfolgt, ist sie Umweltfaktoren wie Sonneneinstrahlung, Temperatur, Luftfeuchtigkeit und physischer Belastung ausgesetzt, die sich im Laufe der Zeit erheblich auf ihre Leistung auswirken7,8,9. Die Alterung/Verschlechterung des Moduls ist einer der Schlüsselfaktoren, die sich auf die Verringerung der Stromversorgungskapazität des Moduls auswirken10.

Es gibt verschiedene Arten der Verschlechterung, die sich auf PV-Module auswirken können. Dazu gehören: Potentialinduzierte Degradation (PID): Diese Art der Degradation wird häufig durch einen Spannungspotentialunterschied zwischen dem Erdungssystem und den leitenden Teilen der Module verursacht, was zu einem Leckstrom führt, der das Modul im Laufe der Zeit beschädigen kann8,11,12 . Bei der zweiten Art handelt es sich um die lichtinduzierte Verschlechterung durch Lichteinwirkung, die zur Verschlechterung der PV-Module führt. Bei dieser Art kann insbesondere das ultraviolette (UV-)Licht die Verkapselungsmaterialien zerstören und zu einer Verfärbung der PV-Zellen führen, was die Effizienz verringert. Dies wird auch als Photodegradation4,5,8 bezeichnet. Eine andere Art ist die Verschlechterung aufgrund von Umweltfaktoren8,10: Die wichtigsten Umweltfaktoren, die zur Verschlechterung von PV-Modulen führen, sind Temperatur, Sonnenlicht, Regen, Wind, Feuchtigkeit, mechanische Belastung und Schmutz-/Sandansammlungen, die physische Schäden an den Modulkomponenten verursachen. was zu einer Verschlechterung führt. Diese Faktoren wirken häufig zusammen und führen dazu, dass die Effizienz und Langlebigkeit von Solarmodulen im Laufe ihrer Lebensdauer sinkt. Die ordnungsgemäße Abdichtung, Installation und Wartung der Module kann dazu beitragen, einige dieser umweltschädigenden Auswirkungen zu mildern.

Studien zeigen, dass die Umweltbedingungen einen erheblichen Einfluss auf die von PV-Anlagen erzeugte Energie haben. Diese Faktoren führen zur Verschlechterung der PV: Korrosion, Verfärbung, Delaminierung und Bruch. Feuchtigkeit beeinträchtigt das Haftmaterial zwischen der PV-Zelle und dem Kontaktmetall, was zu Korrosion und damit zu Stromlecks führt. Es verursacht auch Korrosion an der Metalloberfläche, was die Delaminierung zwischen Solarzellen und Kapselungsmaterial verstärkt. Die ultravioletten Strahlen verursachen eine Verfärbung des Einkapselungsmaterials, was die optischen Übertragungsverluste erhöht. Sandstürme führen zu einer Abnutzung der Moduloberflächen, während Blitzeinschläge die metallischen Strukturen der PV-Module beeinträchtigen13,14.

Wissenschaftler verwenden verschiedene Methoden zur Erkennung von Defekten in PV-Modulen, wie z. B. elektrische Charakterisierung, Elektrolumineszenz (LE), visuelle Inspektion, Wärmebildgebung und elektrische Isolationstests15. Bei der elektrischen Charakterisierungsmethode werden die Module elektrisch vom System getrennt und die IV-Kurve jedes Moduls einzeln unter natürlichem Sonnenlicht mit einem Kurventracer gemessen. Die Sichtprüfung ist ein wesentliches Instrument zur Identifizierung verschiedener offensichtlicher Mängel, wie z. B. Zellrisse und Verfärbungen des Kapselungsmittels. Die Aufzeichnung von Anomalien, auch wenn sie anfänglich nur minimale elektrische Auswirkungen haben, ist wichtig, um die Entwicklung von Defekten zu verfolgen. Beim Elektrolumineszenztest werden Module mit einem Strom in der Größenordnung von ISC15 in Vorwärtsrichtung betrieben. Die Rekombination von Elektron-Loch-Paaren führt zu einer Emission geringer Intensität. Da die emittierte Strahlung in der Nähe des IR-Bereichs (zwischen den Wellenlängen 1000 nm und 1300 nm) auftritt, wird eine spezielle IR-Kamera verwendet, um die Emission zu erfassen, wie in16 beschrieben. Da EL-Tests eine dunkle Umgebung erfordern, sind Tests in Innenräumen im Allgemeinen einfacher. Unter bestimmten Feldbedingungen kann es jedoch im Freien durchgeführt werden16. Die thermografische Inspektion von PV-Modulen ist eine Technologie, die dabei hilft, Fehler in Solarkraftwerken zu erkennen. Die Inspektion erfolgt mittels Infrarotkameras und misst die Temperaturänderungen der Anlagen im Werk. Die Sichtprüfung ist jedoch ein leistungsfähiges Werkzeug und die effektivste und schnellste Methode, um Fehlerursachen in einem PV-Modul zu identifizieren.

Es wurden zahlreiche Studien zu monokristallinen Modulen durchgeführt, um deren Degradationsrate an verschiedenen Orten auf der ganzen Welt zu bestimmen (zusammengefasst in Tabelle 1). In14, B. Aboagye et al. untersuchte die Degradationsrate monokristalliner Module an verschiedenen Standorten in Ghana. Die Autoren berichteten, dass die Abbauraten nach fünfjähriger Exposition gegenüber verschiedenen klimatischen Bedingungen etwa 0,76 bzw. 1,39 Prozent pro Jahr für trockenes äquatoriales Klima und Savanneninnenklima betragen. Der Autor führte die hohe Verschlechterungsrate des Klimas im Inneren der Savanne auf eine höhere Temperaturrate und Staubansammlung zurück als in trockenen äquatorialen Gebieten. Ebenso kamen die Autoren in17 zu dem Schluss, dass die durchschnittlichen Degradationsraten von Modulen aus monokristallinem, multikristallinem und amorphem Silizium (a-Si) 1,37, 1,44 bzw. 1,67 Prozent pro Jahr betragen. Das Klima in Ghana ist im Allgemeinen tropisch und feucht mit hohen Temperaturen das ganze Jahr über. Daher berichtete der Autor über schnellere Abbauraten in Ghana als die Standardgarantieraten. Gyamfi et al.18 analysierten die Leistungsabfallraten von multikristallinen Silizium-PV-Modulen von 11 verschiedenen Herstellern, die 5 bis 9 Jahre lang in Kumasi, Ghana, installiert waren. Kumasi hat ein warmes und feuchtes Klima mit einem Halblaubwald. Sie fanden heraus, dass unter diesen Wetterbedingungen die Leistung um 0,79 bis 1,67 % pro Jahr abnahm. Piliougine et al.19 analysierten die Verschlechterung einkristalliner Siliziummodule nach 21 Jahren im Feldeinsatz in Spanien. Die PV-Leistung wird jährlich um 0,9 % abgebaut. Der Autor berichtete, dass die Verschlechterung hauptsächlich auf einen erheblichen Anstieg des Serienwiderstands aufgrund des Korrosionsgrads der Sammelschienen und Verbindungsbänder zurückzuführen sei. Eine weitere Studie wurde von Lillo-Sánchez et al.20 nach 22 Jahren PV-Installation in Sevilla, Spanien, durchgeführt. Es herrscht ein subtropisches und mediterranes Klima, das durch kalte, feuchte Winter und heiße, trockene Sommer gekennzeichnet ist. Die Spitzenleistung verschlechtert sich jährlich um 1,4 Prozent. In21, Raghuraman et al. führte Outdoor-Tests mit drei verschiedenen PV-Modultechnologien (Mono-Si, Poly-Si und a-Si) an der Arizona State University durch, wo heißes und trockenes Klima herrscht. Die Autoren fanden heraus, dass die maximale Leistung bei Mono-Si-Technologie nach 4 Jahren Außenbewitterung um 0,4 % bis 0,5 % pro Jahr abnimmt. Sie fanden außerdem heraus, dass die maximale Leistung bei Ploy-Si-Modulen um 0,53 % pro Jahr und bei a-Si-Modulen von 1,16 auf 3,52 % pro Jahr zurückging. Eine Analyse verschiedener Testmodule wird in22 von Campbell et al. vorgestellt. um ihre Leistung in verschiedenen Ländern über einen Testzeitraum von einem Jahr zu untersuchen. Der Test umfasst die USA und Deutschland. Die Autoren kamen zu dem Schluss, dass die durchschnittliche Degradationsrate monokristalliner Module für die USA und Deutschland bei 1 bzw. 1,25 % pro Jahr liegt. Während die durchschnittlichen Degradationsraten multikristalliner Module 1,2 bzw. 2,1 %/Jahr betragen, liegen sie in den USA und Deutschland bei 1,0 bzw. 1,1 %/Jahr. In den USA erwiesen sich Mono-Si-Module als zuverlässiger. Während das PV-System mit multikristallinen Modulen in Deutschland effektiver war als in den USA.

Eine weitere Studie in den USA wurde von Reis et al.23 durchgeführt, um die Leistung monokristalliner PV-Module zu messen, die über einen Zeitraum von 11 Jahren im Einsatz einer kalten Meeresumgebung ausgesetzt waren. Die Autoren berichteten von einer Verschlechterungsrate der Maximalleistung von 0,399 % pro Jahr, die hauptsächlich auf einen Rückgang des Kurzschlussstroms zurückzuführen ist. Mehr als ein Jahr lang haben Carr et al.24 die Leistung von fünf verschiedenen Photovoltaikmodulen in Perth, dem gemäßigten Klima Westaustraliens, gemessen. Die Studie untersuchte fünf verschiedene Modultypen: kristallines Silizium (c-Si), Laser Grooved Buried Contact (LGBC) c-Si, polykristallines Silizium (p-Si), amorphes Dreifachübergangssilizium (3j a-Si) und Kupfer-Indium-Diselenid ( GUS). Die für die fünf Modultypen berechneten jährlichen Degradationsraten betrugen: 1,03 % für c-Si, 1,01 bis 1,04 % für LGBC c-Si, 1,33 % für p-Si, 1,24 % für 3j a-Si und 1,006 % für CIS. Die polykristallinen Siliziummodule zeigten die höchste jährliche Degradationsrate, während die Kupfer-Indium-Diselenid-Module am langsamsten degradierten. Über den Testzeitraum beträgt die Standardabweichung für die STC-Testbedingungen weniger als 1 %. In25, Ewan D. Dunlop et al. haben auf der European Solar Test Installation die Eigenschaften von 40 siliziumbasierten Photovoltaik-Solarmodulen von sechs verschiedenen Herstellern nach 20–22 Jahren kontinuierlicher Freibewitterung gemessen und getestet. Die Ergebnisse zeigen, dass die Degradationsrate monokristalliner Module etwa 0,67 % pro Jahr beträgt. Die Autoren erwähnten, dass die Degradation und die Lebensdauerleistung von der anfänglichen Photonendegradation und der Materialalterung abhängen. Luo et al.26 präsentierten eine Fallstudie zu Ausfallraten von Photovoltaikmodulen (PV) nach mehr als zehn Jahren Betrieb im tropischen Klima Singapurs. Die Degradationsraten monokristalliner Module zeigten eine drastische Leistungsreduzierung (mehr als 4 % pro Jahr). Die jährlichen Degradationsraten multikristalliner Siliziummodule betrugen 0,85 % bzw. 1,05 %. Mittlerweile lagen die jährlichen Degradationsraten der CIS-Module bei etwa 4,5 % und 1,57 %. Die Autoren führten den starken Leistungsabfall auf eine Kombination aus Metallisierungskorrosion und Verfärbung der Kapselung zurück, die zu einem Verlust der Lichtdurchlässigkeit führt. José E. Ferreira et al.15 führten eine Studie durch, um die Verschlechterungsrate von kristallinen Silizium-Photovoltaikmodulen zu messen, die durch Außeneinwirkung nach 15 Jahren Installation in Porto Alegre, Brasilien (gekennzeichnet durch heiße Sommer und ein feuchtes gemäßigtes Klima) verursacht wurde. Die Analyse ergab, dass die durchschnittliche jährliche Verschlechterungsrate aufgrund der Abnahme des Kurzschlussstroms 0,7 % beträgt. In27, Sheeraz Kirmani et al. analysierte Langzeitüberwachungsdaten, um die Abbauraten kristalliner Module nach 15 Jahren Feldexposition in Indien zu bestimmen, die Berichten zufolge 0,5 % pro Jahr betrugen. Zwei Studien wurden von Sadok et al.28,29 durchgeführt; Eine davon diente der Beurteilung der Verschlechterung von PV-Modulen und der Erkennung möglicher Mängel durch eine visuelle Inspektionsmethode. Die durchschnittliche jährliche Leistungsdegradationsrate monokristalliner PV-Module liegt nach 11 Jahren Außenbetrieb bei etwa 1,55 %. Während die durchschnittliche Degradationsrate multikristalliner PV-Module nach 12 Jahren Außenbewitterung 1,28 %/Jahr beträgt. Die andere Studie soll das Verhalten von PV-Modulen verschiedener Technologien nach Langzeitexposition in der Sahara-Region Algeriens bewerten. Die Analyse ergab eine Abbaurate von 1,75 % pro Jahr nach 20 Jahren Feldexposition. Das algerische Sahara-Klima ist durch sengende Sommer, kalte Winter, niedrige Luftfeuchtigkeit und Sandstürme gekennzeichnet. Die Autoren berichteten, dass die Hauptursachen für den Leistungsabfall Verfärbungen, Delaminationen und Brandflecken der Kapselung sind. Hajjaj et al.30 führten eine Studie durch, um den Leistungsabfall einer Photovoltaikanlage nach drei Jahren Betrieb unter rauen atmosphärischen Bedingungen in der Forschungseinrichtung Green Energy Park in Marokko zu bewerten. Die jährlichen Leistungsdegradationsraten betragen 2,22 % und 4,12 %. Die Autoren führten den starken Energieabfall auf Brüche und Risse an den Modulzellen zurück, die durch hohe Verschmutzungsraten und häufige Reinigungsvorgänge verursacht wurden. Rajput et al.31 führten eine Degradationsanalyse von monokristallinen PV-Modulen durch, nachdem sie 22 Jahre lang dem indischen Klima im Freien ausgesetzt waren. Die Analyse ergab eine Leistungsdegradationsrate von 1,9 % pro Jahr. Die Autoren identifizierten die Verschlechterung der Kurzschlussströme als Hauptursache für die Verschlechterung. Eine weitere Analyse wurde von Pramod et al.32 durchgeführt, um die Leistung monokristalliner PV-Module nach 22 Jahren Feldexposition in Indien zu bewerten. Die Verschlechterungsrate beträgt 1 % der maximalen Leistung.

In diesem Artikel wird die Leistung von 24 monokristallinen PV-Modulen nach 25 Jahren Außeninstallation bewertet. Die 1,8-kWp-PV-Module, die auf dem Dach des Electronics Research Institute (ERI) in Kairo, Ägypten, installiert sind, sind in sechs parallel geschaltete Stränge geschaltet, wobei in jedem Strang vier Module in Reihe geschaltet sind. Jedes PV-Modul hat eine Leistung von 75 W, einen maximalen Strom von 4,4 A und eine maximale Spannung von 17 V. Die Bewertung dieser Anlage erfolgt anhand verschiedener Leistungsindikatoren wie Energieertrag, Leistungsverhältnis und Effizienz. Die Modulleistung wurde durch visuelle Inspektion und durch Messung der IV-Kurven im Freien unter natürlichen Sonnenlichtbedingungen mithilfe eines Sonnensimulators und eines IV-Kurven-Tracers bewertet. I-V-Kurven wurden gemessen und auf Standardtestbedingungen von 1000 W/m2 Bestrahlungsstärke und 25 °C Modultemperatur übertragen.

Der Aufsatz ist wie folgt gegliedert: Abschnitt. „Methodik“ stellt die Methodik der Systeminstallation, Messung, mathematischen Modellierung und auch der Parameterextraktion von PV-Modulen unter Verschlechterung vor. Im Abschnitt „Ergebnisse und Diskussion“ werden die erzielten Ergebnisse der visuellen Inspektion des Moduls und der Parametercharakterisierung erläutert. Abschließend werden im Abschnitt „Schlussfolgerung“ die Schlussfolgerungen und Empfehlungen vorgestellt.

In den letzten 25 Jahren wurden 24 Module auf dem Dach des Electronics Research Institute (ERI) in Kairo, Ägypten, installiert. Die Stadt Kairo liegt auf 30° 1' Breite und 31° 14' Länge. Vierundzwanzig PV-Module sind in sechs Strings parallel geschaltet, wobei in jedem String vier Module in Reihe geschaltet sind. Die spezielle Anordnung des PV-Arrays sollte nach seiner Installation eine bestimmte Last in der Abteilung für PV-Zellen, ERI, versorgen. Dennoch wurde für die Zwecke dieser Analyse jedes Modul einzeln getestet und die Messungen für alle 24 Module wiederholt. Indem wir jedes Modul einzeln testeten, wollten wir genaue Ergebnisse zu seinen individuellen Leistungsmerkmalen erhalten. Die Module wurden nach 25 Jahren im Feld vermessen. Jedes PV-Modul hat eine Leistung von 75 W, einen maximalen Strom von 4,4 A und eine maximale Spannung von 17 V. Tabelle 2 listet die detaillierten Spezifikationen des PV-Moduls auf. Abbildung 1 zeigt die für die Analyse verwendete Ausrüstung, zu der das zu testende PV-Array, ein IV-Kurven-Tracer zur Messung der Parameter der PV-Module, eine Referenzzelle und ein Personalcomputer gehören. Wie in Abb. 1 dargestellt, werden die Module auf einem nach Süden ausgerichteten Stahlgestell mit einer Neigung von 30° zur Horizontalen installiert. Die jährliche durchschnittliche Sonneneinstrahlung beträgt 5,01 kWh/m2/Tag33. Die durchschnittliche Umgebungstemperatur in Kairo beträgt 22,01 °C, die durchschnittliche relative Luftfeuchtigkeit für das Jahr beträgt 54 % und die durchschnittliche Windgeschwindigkeit für das Jahr beträgt 2,07 m/s33. Der 16. Juni bis 13. Oktober ist die schwülste Zeit in Kairo. Mindestens 16 % dieser Tage sind schwül, drückend oder trüb. August ist der Monat mit den feuchtesten Tagen in Kairo (19,4 Tage). Im Januar gibt es in Kairo die wenigsten schwülen Tage, fast keine schwülen Tage. Abbildung 2a–d zeigt die Sonneneinstrahlungskarte von Ägypten, die jährliche Durchschnittstemperatur und Sonneneinstrahlung sowie die Luftfeuchtigkeit für Kairo33,34.

Versuchsaufbau von PV-Modulen im Test.

(a) Karte der Sonneneinstrahlung in Ägypten, (b) Schwankung der Lufttemperatur, (c) Monatliche durchschnittliche Sonneneinstrahlung und (d) Prozentsatz der Zeit, die bei verschiedenen Feuchtigkeitskomfortniveaus verbracht wird34.

Um eine genaue Datenerfassung zu gewährleisten, werden die Oberflächen der montierten PV-Module vor der Messung gereinigt. Daher berücksichtigt die Studie nicht die möglichen Auswirkungen der Staubansammlung auf die PV-Modulmessungen. Darüber hinaus wird die PV-Anlage auf einer ebenen Fläche ohne Schattenhindernisse installiert. Daher werden die möglichen Auswirkungen der Schattierung auf die Analyse nicht berücksichtigt. Gemäß der Norm IEC 60904-1 (IEC, 2006)35 wurden I–V-Eigenschaften unter Standardtestbedingungen (STC) gemessen; 1000 W/m2 Einstrahlung, eine Luftmasse von 1,5 und eine Umgebungstemperatur von 25 °C. Die elektrischen Parameter des PV-Moduls wurden mit einem SOLAR I–V400w-Kurvenschreiber mit einem Messbereich von 15–1000 V, 1–15 A und 20–100 °C bestimmt. Bei der Prüfung eines PV-Moduls dient der I–V-Tracer zur Aufzeichnung verschiedener Parameter. Diese Aufzeichnungen werden dann zur weiteren Analyse auf einen PC übertragen. Zusätzlich wird eine Referenzzelle an den IV-Tracer angeschlossen und in derselben Ausrichtung wie das PV-Modul fixiert. Dies ermöglicht die Messung der Sonneneinstrahlung auf der PV-Ebene. In Tabelle 3 werden die Fehler und die Präzision der mit dem SOLAR-I–V400w I–V-Tracer durchgeführten IV-Kurvenmessungen dargestellt36. In diesem Artikel haben wir den langfristigen Leistungsabfall von PV-Modulen durch visuelle Inspektion der Module, Messung der auf STC normierten Strom-Spannungs-Kurven (IV), Berechnung der jährlichen Verschlechterungsraten und Schätzung der PV-Parameter nach 25 Jahren analysiert Außenbelichtung. Wir haben die I-V-Kurven der im Feld gemessenen PV-Module an Standardtestbedingungen (STC) angepasst, um die Degradationsraten besser abschätzen zu können.

Für jedes PV-Modul wurden die I-V-Kurven einzeln unter natürlichem Sonnenlicht gemessen. Dabei folgten die Richtlinien der Norm IEC 60904-1 und es wurde sichergestellt, dass alle Module vollständig sauber waren. Die Modultemperatur wurde aufgezeichnet und die Globalstrahlung mithilfe einer Referenzzelle gemessen. Um Mess- und Umrechnungsfehler zu reduzieren, wurden alle Messungen innerhalb einer Stunde nach Sonnenmittag durchgeführt. Die experimentellen IV-Kurven wurden dann mithilfe der im folgenden Abschnitt beschriebenen mathematischen Modellierung in die Standardbedingung umgewandelt und mit der MATLAB-Software implementiert.

Für die IV-Datenübersetzungsmethode, Berechnung und Datenanalyse von Verfahren für Temperatur- und Strahlungskorrekturen gemessener IV-Eigenschaften gilt eine modifizierte Version von IEC 60891:202137 (Verfahren für Temperatur- und Strahlungskorrekturen gemessener IV-Eigenschaften). ) wird wie folgt beschrieben3839:

Dabei ist \(I\) der Strom (A), \({I}_{SC}\) der Kurzschlussstrom (A), \(G\) die Sonneneinstrahlung (W/m2), \(T\ ) ist die Modultemperatur (C), \(V\) ist die Spannung (V) und \({V}_{OC}\) ist die Leerlaufspannung (V). Die Indizes 1 und 2 beziehen sich auf die gemessenen bzw. auf Werte bei Referenzbedingungen. \(\beta\) ist der Temperaturkoeffizient von \({V}_{OC}\), \(\gamma\) und \(\alpha i\) sind der Korrekturfaktor für die Bestrahlungsstärke bzw. der Temperaturkoeffizient für den Strom und \({R}_{s}\) ist der Serienwiderstand (Ω).

Die Verschlechterungsrate jedes PV-Modulparameters wurde analytisch anhand der folgenden Gleichung40 geschätzt:

Wobei \(\left\{\begin{array}{c}X=\left[ {P}_{max}\,{I}_{m}\,{ V}_{m}{ I}_ {SC }{ V}_{OC} FF\,\eta \right]\\ {X}_{o}=\left[ {P}_{maxo}\,{I}_{mo}\,{ V}_{mo}{ I}_{SCo }{ V}_{OCo}\,{FF}_{o} {\eta }_{o}\right]\end{array}\right\}\ )

wobei \({R}_{d}\) die Abbaurate ist, \({X}_{o}\) der Referenzwert des Herstellers für die Parameter unter STC ist und \(X\) der Wert nach dem Abbau ist, und \(N\) (Jahre) ist die Expositionszeit unter tatsächlichen Bedingungen.

Die Leistung von PV-Anlagen wird oft erheblich von der Geographie und dem Klima beeinflusst41. Die Parameter der Leistungsanalyse liefern die Gesamtleistung des PV-Systems mit Energieertrag, Sonneneinstrahlung und Gesamtsystemverlusten. Der am häufigsten verwendete Parameter zur Beurteilung der Leistung einer PV-Anlage unter Feldbedingungen ist das Performance Ratio (\(PR\)), eine Technik zur Bestimmung der tatsächlichen Effizienz der PV-Anlage42,43.

Die Leistung einer PV-Anlage wird typischerweise anhand einer Reihe von Leistungsindikatoren beurteilt, wie etwa Energieertrag, Leistungsverhältnis und Effizienz. Das Leistungsverhältnis (\(PR\)) berechnet die Gesamtauswirkung von Verlusten auf die Nennleistung des Systems und gibt an, wie nahe es der idealen Leistung unter tatsächlichen Bedingungen kommt. Der \(PR\) wird verwendet, um Module zu vergleichen, die aufgrund der geografischen Lage oder der PV-Neigung unterschiedliche Einstrahlungsniveaus erhalten. Das Leistungsverhältnis der PV-Einheiten, \(PR\), wird berechnet durch44,45:

Dabei ist \(Y\) der Energieertrag, der angibt, wie lange PV-Module mit ihrer Nennleistung betrieben werden können. Die Leistung einer PV-Anlage, normiert auf ihre Nennleistung, wird als Energieertrag bezeichnet. Sie gibt an, wie viele Stunden die PV-Anlage jeden Tag mit Nennleistung laufen muss, um die gleiche Energiemenge zu erzeugen, wie zuvor gemessen46. Es kann mit 47,48,49 ermittelt werden:

wobei \(E\) die Energieleistung der getesteten Photovoltaikmodule darstellt. Sie wird auf der Grundlage der I–V-Messungen berechnet, während \({P}_{\mathrm{max}STC}\) die maximale Leistung bezeichnet, die bei STC gemessen wird und im Moduldatenblatt angegeben ist.

Der Referenzertrag \({Y}_{R}\) ist das Verhältnis der gesamten in der Ebene befindlichen Sonnenstrahlung (\(G\)), gemessen von der Referenzzelle, zur Array-Referenzstrahlungsstärke \({G} _{r}\) (typischerweise 1 kW/m2). Dabei handelt es sich um eine Messung der theoretischen Energie, die an einem bestimmten Ort über einen bestimmten Zeitraum verfügbar ist, berechnet als46:

Der Jahresverlust (W) beträgt dann:

Das Verhalten von PV-Zellen wird durch ein Ersatzschaltbildmodell unter Verwendung eines Single Diode Model (SDM) eines PV-Moduls beschrieben. Dieses Modell wird üblicherweise zur Simulation von PV-Zellen verwendet und ist in Abb. 3 dargestellt. Die Variation der internen Parameter wie Ipv, Io, A, \({R}_{s}\) und \({R}_ {sh}\) der PV-Module unter feldexponierten Bedingungen wurde in dieser Studie untersucht. Die Parameterextraktionstechnik wird verwendet, um die Modellparameter zu finden. Die elektrischen Eingangsparameter für die vorliegenden Parameterextraktionstechniken wurden unter Außenbedingungen mithilfe eines Versuchsaufbaus überwacht. Da die vorliegende Technik die Eingabeparameter bei STC nutzt (Bestrahlungsstärke beträgt 1 kW/m2, Modultemperatur beträgt 25 °C und Luftmasse beträgt AM1,5), werden die überwachten elektrischen Parameter mithilfe der in43 beschriebenen Methodik in den STC übersetzt. Fünf nichtlineare Gleichungen werden unter Verwendung von I–V-Kennlinien abgeleitet, um die PV-Modellparameter zu ermitteln. Im Allgemeinen wird die IV-Kennlinie des PV-Moduls durch die drei Punkte des STC geleitet: Kurzschlussstrom, Leerlaufspannung und Strom und Spannung am maximalen Leistungspunkt. Am häufigsten wird jedoch das Fünf-Parameter-Modell verwendet, da es einen guten Kompromiss zwischen Präzision und Einfachheit darstellt50.

SDM-Solarzellen-Ersatzschaltbild.

Der Ausgangsstrom wird durch die folgende Gleichung bestimmt:

\({v}_{t}\) ist die Thermospannung und ist definiert als51:

Der Serienwiderstand \({R}_{s}\) ist definiert als:

Die maximale Leistungsspannung kann somit erreicht werden:

Die vorgeschlagene Methode liefert eine erste Schätzung von \({R}_{sh}\), die aus der Beziehung der maximalen Leistung wie folgt erhalten werden kann:

Aus (19) wird \({R}_{sh}\) extrahiert, was Folgendes wert ist:

Die neuen Werte von Io und IL sind:

Der Algorithmus wurde mit der MATLAB-Software getestet, da es sich um einen iterativen Algorithmus handelt, der einfache Gleichungen verwendet, die leicht zu lösen sind, wie im folgenden Pseudocode angegeben.

Datenblatt des Eingabemoduls: \({I}_{sc}\), \({V}_{oc}\), \({I}_{mr}\), \({V}_{mr}\ ), A, max. iter, tolv, toli.

Berechnen Sie die Anfangswerte von \({v}_{t}\), \({R}_{s}\), \({I}_{o}\), \({I}_{L} \).

Berechnen Sie \({V}_{m}\) und prüfen Sie dann, ob \(\left\{\begin{array}{c}{V}_{m}>{V}_{mr}, A=A- 0,01\\ {V}_{m}<{V}_{mr}, A=A+0,01\end{array}\right.\)

Berechnen Sie neue Werte von (Io, IL, \({v}_{t}\), \({V}_{m}\)) und überprüfen Sie dann errv = \({V}_{m}\)- \({V}_{mr}\),

if errv > tolv & iter < max.iter \(\left\{\begin{array}{c}yes, then\,return\,to\,step\,3 \\ no, Rs=Rsnew , A=Anew \end{array}\right.\)

Berechnen Sie neue Werte von (Io, IL, \({v}_{t}\)) mit \(Rsnew\), \(Anew\) aus dem vorherigen Schritt. Berechnen Sie dann \({R}_{sh}\).

Berechnen Sie \({I}_{m}\) und prüfen Sie dann, ob \(\left\{\begin{array}{c}{I}_{m}>{I}_{mr}, {R}_ {sh\,new}={R}_{sh}-0,1*iter\\ {I}_{m}<{I}_{mr}, {R}_{sh\,new}={R} _{sh}+0,1*iter\end{array}\right.\)

Berechnen Sie neue Werte von (Io, IL) und prüfen Sie dann erri = \({I}_{m}\)-\({I}_{mr}\), wenn erri > toli & iter < max.iter \( \left\{\begin{array}{c}ja, dann\,zurück\,zu\,Schritt\,6 \\ nein, Ende\end{array}\right.\)

Endgültige Parameter drucken.

Die visuelle Inspektion der getesteten PV-Module umfasste die Bewertung aller PV-Systemkomponenten, einschließlich:

Die vordere Glasoberfläche

Das hintere Blatt

Verkabelung und Anschlüsse

Anschlusskästen

Rahmen

Sammelschienen

Zellverbindungen

Die visuelle Betrachtung der getesteten PV-Module ergab folgendes: Bezüglich der Frontglasoberfläche fällt auf, dass alle Module ein glattes Frontglas haben; Es waren keine Beschädigungen oder Risse erkennbar. Auch auf der Rückseite des Blattes waren keine Wellenstruktur, Kreidebildung, Brandflecken oder andere Anzeichen von Beschädigung zu erkennen. Was die Verkabelung und Anschlüsse angeht, gibt es keine Verbrennungen oder Sprödigkeiten an den Drähten oder Anschlüssen. Alle Modul-Anschlusskästen sind vollständig und fest angebracht, aber alle Anschlusskästen jedes Moduls wurden geöffnet; Es wurden keine Anzeichen eines Haftungsverlusts festgestellt (alle Anschlusskästen sind fest an den PV-Modulen befestigt, was darauf hinweist, dass die elektrischen Anschlüsse sicher geblieben sind). Der Verlust der Haftung führt zum Ausfall der elektrischen Anschlüsse, was zum Ausfall des PV-Moduls beiträgt. Der untere Teil der Rahmen war schmutzig und es hatte sich im Laufe der Jahre Staub angesammelt, aber es gab keine Verfärbungen, Korrosion oder Anzeichen dafür, dass sich der Rahmenkleber abnutzte. Sammelschienen und Zellverbindungen wiesen keine Korrosion, Verfärbung oder Metallisierung auf. Der Zustand der PV-Zellen und Zellverbindungen jedes Moduls wurde als gut befunden. Wie in den Abb. angegeben. Wie aus den Abbildungen 1 und 4 hervorgeht, die die Ergebnisse der Sichtprüfung der PV-Module hervorheben, sind alle Module in einem sehr guten Zustand. Trotzdem weisen einige Module geringfügige Verfärbungen auf, was darauf hindeutet, dass einige Module stärker beeinträchtigt sind als andere. Außerdem sind alle Anschlusskästen in sehr gutem Zustand und fest mit ihren elektrischen Anschlüssen verbunden. Darüber hinaus zeigt Abb. 4B, dass es an den Kapselungsrändern kleinerer Module zu Verfärbungen kommt, was ein Hinweis auf höhere Degradationsraten im Vergleich zu den anderen Modulen ist. Diese Verfärbung ist auf der Rückseite der PV-Module zu beobachten. Modul Nr. 5 wies die stärkste Verfärbung auf, die die vordere Glasoberfläche des PV-Moduls sowie die Kanten der Einkapselung betraf.

Die visuelle Inspektion von PV-Modulen.

Es wurde untersucht, wie sich die elektrischen Eigenschaften mit der Alterung des Feldes von 1997 bis 2022 veränderten. Abbildung 5 zeigt die gemessene Maximalleistung und die an STC angepasste Maximalleistung der 24 getesteten Module. Die maximale Leistung von Modul 5 hat den niedrigsten erzeugten Wert und erreicht 53 % ihres Maximums, während Modul 4 den höchsten Wert hat und 87 % ihres Maximalwerts nach 25 Jahren Außenbetrieb erreicht. Bei der Sichtprüfung wurden Anzeichen einer Verfärbung auf der vorderen Glasoberfläche und den Einkapselungsrändern von Modul Nr. 5 festgestellt. Diese Verfärbung hätte die Lichtdurchlässigkeit des PV-Moduls verringert, was dessen vergleichsweise geringere Leistungsparameter erklärt. Der höhere Serienwiderstand und die verringerte Lichtdurchlässigkeit aufgrund der beobachteten Verfärbung führten zusammen zu einer Verringerung des maximalen Stroms und des Füllfaktors für Modul Nr. 5.

Die gemessenen und STC-Maximalleistungen für jedes Modul.

Die Verschlechterungsraten der PV-Parameter (\({I}_{m}\), \({I}_{sc}\), \({V}_{oc}\), \({V}_{ m}\), \({P}_{max}\) und \(FF\)) werden für jedes Modul unter Verwendung der Gleichungen berechnet. (9) und (10) basierend auf den Messdaten nach 25 Jahren Feldbetrieb. Die gemessenen Daten wurden zunächst mithilfe der Gleichungen in STC umgewandelt. (1) bis (8) wie in Tabelle 4 gezeigt, die eine Auswahl der gemessenen Daten enthält. Für die Berechnungen wurde auch das in Tabelle 2 angegebene PV-Moduldatenblatt verwendet. Die Abbauraten von \({I}_{m}\), \({I}_{sc}\), \({V}_{oc}\), \({V}_{m}\ ), \({P}_{max}\) und \(FF\) sind in den Abbildungen dargestellt. 6 bis 11. Die jährliche Abbaurate von \({I}_{m}\) variiert im Bereich von 0,072 % bis 0,286 %, wie in Abb. 6 dargestellt. Abbildung 7 zeigt, dass \({I}_{sc}\) eine hat jährliche Abbaurate von 0,035 % als Minimalwert und 0,135 % als Maximalwert. Wie in Abb. 8 dargestellt, variiert die \({V}_{oc}\)-Abbaurate in einem Bereich von 0,0092 % bis 0,0368 % pro Jahr. Wie in Abb. 9 angenommen, weist \({V}_{m}\) eine jährliche Abbaurate von 0,0705 % bis 0,2411 % auf, während \({P}_{max}\) eine minimale jährliche Abbaurate von 0,16 % verzeichnet Rate und ein Maximalwert von 0,453 % der jährlichen Abbaurate, wie in Abb. 10 dargestellt. Schließlich zeichnet \(FF\) jährliche Abbauraten in Bereichen von 0,0947 % bis 0,359 % auf, wie in Abb. 11. Abbildung 12 zeigt den jährlichen Verlust der Leistungsschwankung des zu testenden PV-Moduls gemäß Gl. (18) Der durchschnittliche Abweichungswert beträgt 0,7 %. Abbildung 13 fasst die jährliche Degradationsrate des monokristallinen PV-Moduls SP 75 nach 25 Jahren Außenbetrieb zusammen.

Jährliche Degradationsrate des Maximalstroms.

Jährliche Abbaurate des Kurzschlussstroms.

Jährliche Verschlechterungsrate der Leerlaufspannung des Moduls.

Jährliche Verschlechterungsrate der maximalen Modulspannung.

Jährliche Verschlechterungsrate der maximalen Modulleistung.

Jährliche Verschlechterungsrate des Modulfüllfaktors.

Die jährliche Leistungsverlustschwankung.

Degradationsrate des monokristallinen PV-Moduls SP 75 nach 25 Jahren Außenbetrieb.

Der Jahresdurchschnitt von \(PR\) beträgt 85,9 %, der Jahresertrag beträgt 4,59 (h/d) und der Referenzertrag beträgt 5,35 (h/d). Als Ergebnis lässt sich feststellen, dass die Leistung von PV-Anlagen im Außenbereich mit der Zeit nachlässt. Die Zeitreihendaten verschiedener Leistungsparameter können verwendet werden, um den Leistungsabfalltrend der PV-Anlage zu beobachten.

Nach 25 Betriebsjahren wird eine Schätzung der PV-Parameter durchgeführt, um die Verschlechterungswirkung der Außenbewitterung auf fünf Modulparameter (Umkehrsättigungsstrom (Io), lichterzeugter Strom (Ig), Idealitätsfaktor (n), Reihe (\({ R}_{s}\)) und Shunt (\({R}_{sh}\)) Widerstand). Tabelle 5 enthält die Schätzung der PV-Parameter für jedes getestete Modul. Die drei Parameter mit den Namen Io, \({R}_{s}\) und \({R}_{sh}\) wurden von der Operation in einer offenen Umgebung beeinflusst. Dadurch kann der Shunt-Widerstand zur Berechnung des Gesundheitsindex der Solarzelle verwendet werden. Obwohl PV-Zellen und -Module darauf ausgelegt sind, die Verluste im Serienwiderstand zu reduzieren, nehmen \({R}_{s}\) stetig zu, wenn sie Umgebungsbedingungen ausgesetzt werden. Der Anstieg von \({R}_{s}\) ist auf metallische Korrosion zurückzuführen, die die Leitfähigkeit verringert. Eine Erhöhung von \({R}_{s}\) hat keinen Einfluss auf \({V}_{oc}\), obwohl sie \({I}_{sc}\) verringert. Als Hauptursache für den Leistungsabfall von Modulen wurde ein Anstieg des Serienwiderstands erkannt. Die Ursache liegt meist in einer verminderten Elektronenproduktion. Obwohl extrem hohe Werte auch den Kurzschlussstrom begrenzen können, besteht der Haupteffekt des Serienwiderstands darin, den Füllfaktor zu verringern. Es reduziert die maximal erreichbare Ausgangsleistung. Es kann gezeigt werden, dass \({R}_{s}\) die Ausgangsspannung, den Füllfaktor und damit die Moduleffizienz verringert, indem die Steigung der IV-Kennlinien verringert wird. Der Zell- und Metallisierungskontakt, der Metallisierungs- und Bandkontakt sowie der Band- und Bandkontakt haben alle das Potenzial, den Serienwiderstand zu erhöhen.

Durch die Reduzierung des Diodensättigungsstroms erhöht sich die Leerlaufspannung der Solarzelle. Mit zunehmendem \({I}_{o}\) nimmt auch die jährliche Verschlechterung von \({V}_{oc}\) zu, wie in Abb. 8 dargestellt. Modul 5 hat einen Mindestwert von \({I }_{o}\), was dem Minimalwert der \({V}_{oc}\)-Degradation entspricht. Der Serienwiderstand \(({R}_{s })\) beeinflusst die Leistungsabgabe der Zelle. Eine Verringerung des Serienwiderstands führt zu einer Erhöhung der Ausgangsleistung und auch zu einer Abweichung vom Punkt maximaler Leistung. Modul 5 hat den höchsten Serienwiderstandswert, der mit dem höchsten Wert der jährlichen Leistungsverlustdegradation eines bestimmten Moduls zusammenhängt, wie in Abb. 12 dargestellt. Außerdem ist \({R}_{s}\) hauptsächlich von \({ I}_{sc}\); Wie in Tabelle 5 angegeben, haben die Module mit hohen Werten von \({R}_{s}\) eine hohe Degradationsrate in \({I}_{m}\), \({I}_{ sc}\) und \({P}_{max}\), wie in den Abbildungen angegeben. 6, 7 und 10.

Mithilfe des Kurventracers SOLAR I–V400w untersuchte diese Studie die Auswirkungen realer äußerer Bedingungen auf die Leistung von Solarmodulen nach mehr als 25 Jahren Exposition. In der Literatur wurden mehrere Übersetzungsverfahren bewertet und beschlossen, die Prozesse 1 und 2 der IEC 60891:2021 für die IV-Umwandlung von Felddaten in STC zu übernehmen. Zur Implementierung dieser Techniken wurde die MATLAB-Software verwendet. Die Ergebnisse zeigten einen jährlichen durchschnittlichen Rückgang von \({P}_{max}\) für die untersuchten 24 monokristallinen PV-Module um 0,93 %. Der Verlust \({I}_{sc}\) weist eine jährliche Abbaurate von 0,288 % auf, während die Verluste \(FF\) und \({V}_{oc}\) jeweils 0,61 % bis 0,091 % pro Jahr betragen und schließlich beträgt das erzielte Leistungsverhältnis 85,9 %. Bei der Schätzung dieser Parameter wurde der Einfluss der Verschlechterung auf fünf Modulparameter (lichterzeugter Strom, umgekehrter Sättigungsstrom, Idealitätsfaktor, Serienwiderstand und Shunt-Widerstand) untersucht. Es wurde festgestellt, dass der Sperrsättigungsstrom, der Serienwiderstand und der Shunt-Widerstand die Parameter waren, die von der Verschlechterung betroffen waren. Die gesamten experimentellen Ergebnisse zeigen, dass die Umweltbedingungen in Kairo keinen wesentlichen Einfluss auf die PV-Leistung haben. Dies ist wichtig, da PV-Anlagen weiterhin eine gute Leistung erbringen, ihre erwartete Lebensdauer überschreiten und die Verschlechterungsrate nach 25 Betriebsjahren ausreichend ist.

Alle generierten Daten sind in der Arbeit enthalten.

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Korrespondenz mit Amal A. Hassan.

Die Autoren geben an, dass keine Interessenkonflikte bestehen.

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Nachdrucke und Genehmigungen

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Eingegangen: 24. April 2023

Angenommen: 06. August 2023

Veröffentlicht: 11. August 2023

DOI: https://doi.org/10.1038/s41598-023-40168-8

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