Degradacja modułów fotowoltaicznych (PV) jest jednym z kluczowych czynników wpływających na koszt energii elektrycznej produkowanej w ciągu ich gwarantowanego okresu eksploatacji wynoszącego 25 lat [D. Atsu et al., Renew. Energy., 2020, 162, 285-295], a nawet, według niektórych szacunków producentów, ponad 40 lat [SunPower Corporation, White Pap., 2013, 99, 1-20]. Istotna jest zatem znajomość zjawisk degradacji i uszkodzeń powstających w modułach PV. W okresie eksploatacji urządzenia te są poddawane licznym obciążeniom środowiskowym, takim jak światło, ciepło, wilgoć i obciążenia mechaniczne, które są w dużej mierze odpowiedzialne za niekorzystne zjawiska [M. Santhakumari et al., Renew. Sustain. Energy Rev., 2019, 110, 83-100]. Aby zoptymalizować niezawodność oraz wydłużyć żywotność modułów, kluczowe jest, aby mechanizmy degradacji były znane, łatwo rozpoznawalne i powstrzymywane (kryteria dotyczące badań modułów PV: Kryteria dotyczące badań modułów PV – kierunki rozwoju).

Moduły oparte na krzemowych ogniwach słonecznych są jedną z najstarszych technologii fotowoltaicznych, a ich mechanizmy degradacji zostały dokładnie zbadane [J. Kettle et al., Prog. Photovolt. Res. Appl., 2022, 30, 1365-1392]. Oprócz powszechnych obciążeń związanych ze środowiskiem pracy i siecią energetyczną, urządzenia te mogą również być narażone na obciążenia mechaniczne, czasem krytyczne z uwagi na podwyższoną sztywność i kruchość wafli krzemowych. Do niedawna większość modułów opierała się na polikrystalicznych lub monokrystalicznych ogniwach krzemowych z aluminiową tylną strukturą pola powierzchniowego (Al-BSF). Obecnie na rynku dominują ogniwa typu PERC (więcej w artykule: Rodzaje ogniw w najnowszych modułach PV – technologie przyszłości), a kilka kolejnych technologii (SHJ, TOPCon, IBC) jest już w fazie rozwoju. Technologie te pozwalają na jeszcze wyższą wydajność niż PERC, chociaż każda z nich ma unikalne cechy, które mogą prowadzić do nowych zjawisk degradacji. Ponadto po kilku latach niezmiennych rozmiarów wafli krzemowych następuje szybki zwrot w kierunku płytek większych, nawet do 210 x 210 mm2 (więcej w artykule: Rozmiary ogniw fotowoltaicznych – trendy rynkowe). Ta ciągła ewolucja architektury ogniw krzemowych, metalizacji, wzajemnych połączeń, rozmiarów, grubości itd. oznacza, że producenci modułów muszą stale aktualizować wiedzę na temat degradacji modułów (więcej w artykule Jak wygląda produkcja modułów PV – cz.1 oraz w artykule Jak wygląda produkcja modułów PV – cz.2).

Pęknięcia ogniw słonecznych

Zmniejszenie grubości płytek krzemowych ma na celu obniżenie kosztów ogniw i modułów fotowoltaicznych na bazie krzemu. Niemniej jednak mniejsza grubość zmniejsza odporność ogniw słonecznych na obciążenia mechaniczne i może powodować pękanie ogniw [International Technology Roadmap for Photovoltaic (ITRPV) 2018]. Ogniwa, które pękają podczas procesu produkcyjnego, można wykryć i wyeliminować. Nie jest jednak możliwe całkowite uniknięcie powstawania mikropęknięć mogących się dalej rozprzestrzeniać w trakcie eksploatacji modułów fotowoltaicznych. Początkowo mikropęknięcia wykazują niewielką utratę mocy lub nie wykazują jej wcale, jednak z czasem mogą się one powiększać i ostatecznie prowadzić do pojawienia się obszarów nieaktywnych (więcej w artykule:Elektroluminescencja modułów i ogniw PV – rodzaje defektów i ich źródła).

Mikropęknięcia mogą powstawać w różnych etapach np. podczas 1) cięcia monokryształu, 2) produkcji ogniwa i modułu, 3) transportu i montażu oraz 4) eksploatacji modułu fotowoltaicznego i czynników środowiskowych takich jak zmiany temperatur, wiatr, śnieg i grad [L. Papargyri et al., Renew. Energy., 2020, 145, 2387-2408]. Pęknięcie w obszarze ogniwa prowadzi do zmniejszenia prądu zwarciowego i zwiększenia rezystancji szeregowej, co skutkuje zmniejszeniem mocy wyjściowej modułu PV, a także może zwiększyć ryzyko wystąpienia efektu PID. Naukowcy wskazują, że samo pękanie ogniw zmniejsza współczynnik wypełnienia charakterystyki I-V (FF) i moc wyjściową modułu odpowiednio o 4 % i 3 % [J. Kettle et al., Prog. Photovolt. Res. Appl., 2022, 30, 1365-1392].

Defekty typu „ślady ślimaki”

Moduły fotowoltaiczne pracujące w okresie od kilku miesięcy do kilku lat mogą wykazywać defekty w postaci miejscowych przebarwień o liniowym kształcie przypominającym ślady ślimaka. Bliższa inspekcja pokazuje, że jest to odbarwienie występujące tylko na elektrodzie wykonanej z pasty na bazie srebra. Ślady tworzą się w miejscu pęknięcia ogniwa i są wynikiem reakcji srebra z polimerem używanym do hermetyzacji, octanem etylowinylu (EVA), który tworząc pod wpływem wilgoci kwas octowy jest przyczyną korozji elektrody. W wyniku pojawienia się tego defektu rezystancja elektrody nie wzrasta i nie zaobserwowano znaczących strat optycznych [S Meyer et al., Energy Procedia, 2013, 38, 498-505]. Niestety ślad ślimaka świadczy o wnikaniu wilgoci, spowodowanym utratą hermetyczności modułu i pękaniem ogniwa w wyniku naprężeń mechanicznych, co wpływa na spadek mocy wyjściowej modułu nawet o 20 % [A. Dolara et al., IEEE J Photovoltaics, 2014, 4(5), 1204-1211].

Defekty typu „hot spot”

Defekt określany jako hot spot to obszar o wysokiej temperaturze występujący w module fotowoltaicznym, który może spowodować poważne uszkodzenie ogniw słonecznych i innych elementów modułów, a w ekstremalnych przypadkach doprowadzić do pożaru. W przypadku łagodnego defektu nie obserwuje się utraty mocy modułu (jedynie niewykrywalny punktowy jej spadek), ale pojawienie się lokalnej różnicy temperatur, w efekcie rozszerzalności cieplnej, może powodować pękanie ogniw.

Hot spot powstaje, gdy jedno lub więcej ogniw słonecznych generuje mniejszy prąd w porównaniu do pozostałych ogniw w szeregu, na przykład z powodu niedopasowania ogniw, częściowego zacienienia lub awarii połączeń. Przyczyną może być też pęknięcie ogniwa, w wyniku którego następuje nierównomierny rozkład prądu w elektrodach przyspieszający inne procesy degradacji [A. Eskandari et al., IEEE Trans Ind Electron., 2020, 68(12), 12750-12759].

Degradacja PID1

Moduły fotowoltaiczne są połączone szeregowo, aby poprawić efektywność energetyczną i obniżyć koszty systemu. W takim przypadku różnica potencjałów między ogniwami, a ramą może osiągnąć 1000 V, a wkrótce wzrosnąć nawet do 1500 V. Zjawiska degradacji w modułach fotowoltaicznych związane z efektem PID (ang. Potential Induced Degradation) zwykle prowadzą do strat wynoszących do 5 %, chociaż w określonych warunkach, ubytki te mogą być znacznie wyższe. Degradacja PID jest spowodowana przede wszystkim różnicą potencjału, ale ma na nią również wpływ wilgotność i temperatura. Jest to związane z prądem upływu między ramą a ogniwem. Naukowcy oszacowali, że krzemowe panele fotowoltaiczne poddane testom PID zgodnie z normą IEC 62804-1, wykazały roczną degradację na poziomie 11 % w środowisku o wysokiej wilgotności (Miami) [W. Oh et al., Microelectron Reliab., 2017, 76, 596-600].

Obrazowanie elektroluminescencyjne (więcej w artykule Zaawansowane metody diagnostyki modułów PV – elektroluminescencja oraz w artykule Elektroluminescencja modułów i ogniw PV – rodzaje defektów i ich źródła) po obciążeniu PID pokazuje, że degradacja jest najsilniejsza na krawędziach modułu PV. Standardowa procedura testu PID polega na obciążeniu modułu zewnętrznym napięciem 1000 V w komorze klimatycznej o temperaturze 60 ⁰C i wilgotności względnej 85% (RH) (IEC 62804-1).

Degradacja LID2, LETID3 i UV (UVID4)

Degradacje typu LID i LETID to dwa zjawiska, które można zaobserwować w krzemowych modułach PV, skutkujące znacznym skróceniem czasu życia nośników mniejszościowych w większości płytek krzemowych i ogniw słonecznych. UVID jest zjawiskiem pokrewnym, spowodowanym szczególnie ekspozycją na światło ultrafioletowe. Każdy mechanizm może prowadzić do kilkuprocentowej utraty mocy.

LID może wystąpić nawet przy słabej ekspozycji na światło w temperaturze pokojowej, a tworzenie defektów borowo-tlenowych i żelazowo-borowych w płytce krzemowej to główne mechanizmy degradacji. Aby złagodzić skutki LID, zaproponowano zmniejszenie zawartości tlenu lub zastąpienie boru innymi domieszkami, takimi jak gal [R. Fillet et al., Sol. Energy Mater. Sol. Cells., 2021, 219, 110814].

LETID to specyficzny typ degradacji związany z oświetleniem i wzrostem temperatury. W porównaniu do efektu LID, który występuje w krótkim czasie początkowej ekspozycji na światło słoneczne, defekt LETID rozwija się wolniej. Konsekwencją jest utrata mocy do kilku procent. Obecnie uważa się, że LETID jest konsekwencją zjawiska redystrybucji wodoru. Podjęte środki zapobiegawcze obejmują stosowanie płytek krzemowych o niskiej zawartości tlenu, dielektryków o małej zawartości wodoru i niskich temperaturach wypalania [D. Chen et al., Sol. Energy Mater. Sol. Cells., 2020, 207, 110353].

UVID jest niedawno zidentyfikowanym defektem w krzemowych modułach PV związanym z hermetyzacją polimerami przepuszczającymi promieniowanie UV. W głównej mierze defekt ten dotyczy  nowoczesnych technologii takich jak PERC, SHJ lub TOPCon. Gorące nośniki (elektrony lub dziury) powstałe poprzez wzbudzenie wysokoenergetycznym promieniowaniem ultrafioletowym mają energię wystarczającą do zniszczenia warstwy pasywującej prowadząc do odłączenia się wodoru [A. Sinha et al., Prog. Photovolt. Res. Appl., 2023, 31, 36-51]. Efekt ten można zminimalizować, poprawiając skład i obróbkę warstw pasywujących lub stosując enkapsulanty blokujące promieniowanie UV, choć ta druga metoda wiąże się ze spadkiem mocy modułu [R. Witteck et al., Phys. Status Solidi - Rapid Res. Lett. 2017, 11(8), 1700178].

1 PID – ang. Potential Induced Degradation

2 LID – ang. Light Induced Degradation

3 LETID – ang. Light and Elevated Temperature Induced Degradation

4 UVID – ang. Ultraviotel Induced Degradation