Ogniwo słoneczne

Z Wikipedii, wolnej encyklopedii
Przejdź do nawigacji Przejdź do wyszukiwania
Panele słoneczne zasilające latarnię uliczną
Panele słoneczne złożone z baterii ogniw
Wyposażony w ogniwa słoneczne Bydgoski Tramwaj Wodny "Słonecznik"
Ogniwo słoneczne
Symbol fotoogniwa

Ogniwo słoneczne, ogniwo fotowoltaiczne, ogniwo fotoelektryczne, fotoogniwo – element półprzewodnikowy, w którym następuje przemiana (konwersja) energii promieniowania słonecznego (światła) w energię elektryczną w wyniku zjawiska fotowoltaicznego. Poprzez wykorzystanie półprzewodnikowego złącza typu p-n, w którym pod wpływem fotonów o energii większej niż szerokość przerwy energetycznej półprzewodnika, elektrony przemieszczają się do obszaru n, a dziury (zob. nośniki ładunku) do obszaru p. Takie przemieszczenie ładunków elektrycznych powoduje pojawienie się różnicy potencjałów, czyli napięcia elektrycznego.

Po raz pierwszy efekt fotowoltaiczny zaobserwował A.C. Becquerel w 1839 r. w obwodzie oświetlonych elektrod umieszczonych w elektrolicie, a obserwacji tego zjawiska na granicy dwóch ciał stałych dokonali 37 lat później W. Adams i R. Day.

Fotoogniwa słoneczne są produkowane z materiałów półprzewodnikowych, najczęściej z krzemu (Si), germanu (Ge), selenu (Se). Zwykłe ogniwo słoneczne z krystalicznego krzemu ma nominalne napięcie ok. 0,5 wolta. Poprzez połączenie szeregowe ogniw słonecznych można otrzymać baterie słoneczne. Istnieją baterie z różną liczbą ogniw, w zależności od zastosowania, jak i od jakości ogniw.

Zasada działania[edytuj | edytuj kod]

Fotoogniwo jest zbudowane z półprzewodnika i tworzy złącze p-n, na które pada światło. Padające na złącze fotony o energii większej od szerokości przerwy energetycznej półprzewodnika powodują powstanie par elektron-dziura. Pole elektryczne wewnątrz półprzewodnika, związane z obecnością złącza p-n, przesuwa nośniki różnych rodzajów w różne strony. Elektrony trafiają do obszaru n, dziury do obszaru p. Rozdzielenie nośników ładunku w złączu powoduje powstanie na nim zewnętrznego napięcia elektrycznego. Ponieważ rozdzielone nośniki są nośnikami nadmiarowymi (mają nieskończony czas życia), a napięcie na złączu p-n jest stałe, oświetlone złącze działa jako ogniwo elektryczne, czyli takie, w którym źródłem prądu są reakcje chemiczne zachodzące między elektrodą a elektrolitem.

Zastosowania[edytuj | edytuj kod]

Fotoogniwa są stosowane przede wszystkim jako trwałe i niezawodne źródła energii w elektrowniach słonecznych, kalkulatorach, zegarkach, plecakach, sztucznych satelitach, samochodach z napędem hybrydowym, a także w automatyce – jako czujniki fotoelektryczne i fotodetektory w fotometrii. Inne zastosowania to:

  • elektronika użytkowa, lampy ogrodowe, oświetlanie znaków drogowych i wspomaganie sygnalizacji świetlnej;
  • zasilanie elektroniki promów i sond kosmicznych, stacji orbitalnych i sztucznych satelitów Ziemi (w przestrzeni kosmicznej promieniowanie słoneczne jest o wiele silniejsze);
  • doładowywanie akumulatorów w dzień i wykorzystywanie energii w nocy na jachtach, kempingach, domach jednorodzinnych;
  • zasilanie układów telemetrycznych w stacjach pomiarowo-rozliczeniowych gazu ziemnego, ropy naftowej oraz energii elektrycznej;
  • zasilanie automatyki przemysłowej i pomiarowej;
  • produkcja energii w pierwszych elektrowniach słonecznych.
 Osobny artykuł: energetyka słoneczna.

Ze względu na wysoką cenę, ogniwa fotowoltaiczne nie były w XX wieku masowo wykorzystywane jako źródło energii. Cena ta jednak stopniowo spadała, a na początku XXI wieku wiele państw zaczęło wprowadzać subwencje na budowę przemysłowych instalacji słonecznych. Wywołało to rozwój fotowoltaiki przemysłowej i dalszy spadek cen ogniw słonecznych. W styczniu 2002 roku średnia cena ogniw wynosiła około 5,5 $/wat, w styczniu 2012 roku wynosiła 2,3 $/wat[1]. Poniższa tabela przedstawia sumaryczną moc elektrowni słonecznych w kolejnych latach.

Rozwój fotowoltaiki przemysłowej w XXI wieku[2][3]
Rok 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Moc elektrowni
słonecznych (MW)
1 455 1 779 2 248 2 839 3 989 5 426 7 013 9 571 15 900 23 042 39 777 67 350 100 115 136 700
Roczny wzrost 48,7% 22,3% 26,4% 26,3% 40,5% 36,0% 29,3% 36,5% 66,1% 44,9% 72,6% 69,3% 48,6% 35,0%

Gwałtowny wzrost inwestycji w instalacje fotowoltaiczne oraz spadek ich cen doprowadził do ograniczenia wsparcia w formie taryf gwarantowanych w krajach takich jak Niemcy czy Austria. Mimo obniżenia wsparcia rynek energii ze źródeł odnawialnych w tamtych krajach nadal dynamicznie rośnie[4]. Szacuje się, że trend ten dopiero wejdzie do Polski. Od 14 września 2013 r. obowiązuje bowiem nowelizacja ustawy prawo energetyczne, która umożliwia podłączenie systemu fotowoltaicznego (zdefiniowanego w ustawie jako „mikroinstalacja” o mocy do 40 kW) do sieci elektrycznej bez uzyskiwania zezwoleń[5].

Rodzaje ogniw fotowoltaicznych[edytuj | edytuj kod]

Porównanie efektywności ogniw słonecznych wytwarzanych w różnych technologiach. Obecnie znane są już ogniwa o efektywności powyżej 40%. Masowo produkowane ogniwa osiągają efektywność około 20%. Prowadzi się również badania nad ogniwami polimerowymi i organicznymi, które mimo mniejszej efektywności miałyby korzystniejszy stosunek energii do ceny wytworzenia.

monokrystaliczne - najwydajniejszy rodzaj ogniw fotowoltaicznych. Wytwarzane z monokryształu krzemu, charakteryzują się wysoką sprawnością i długą żywotnością. Ze względu na czasochłonny proces produkcji, ogniwa monokrystaliczne są najdroższym rodzajem ogniw. Mają charakterystyczny, czarny kolor.

polikrystaliczne - tańsze w produkcji i mniej wydajne niż ogniwa monokrystaliczne. Wytwarzane z płytek krzemowych, których struktura krystaliczna jest nieregularna. Ich sprawność oscyluje pomiędzy 15-18%. Mają niebieski kolor i widoczną strukturę kryształów krzemu, która przypomina szron.

Ogniwa drugiej generacji wykonywane są z takich materiałów jak tellurek kadmu, krzemu amorficznego, czy też mieszanki miedzi, indu, galu i selenu. Ze względu na bardzo cienką warstwę (od 0,001 do 0,08 mm) ogniwa tej generacji są znacznie tańsze niż ogniwa z krystalicznego krzemu. Półprzewodniki w tych ogniwach nakłada się za pomocą naparowywania, napylania oraz epitaksji. Ogniwa II generacji mogą być bardzo elastyczne, dzięki czemu można je wykorzystywać jako elementy budowlane.

Bazują na bardzo różnych technologiach i nie są oparte o złącza półprzewodnikowe p-n. Tego typu ogniwa nie są jeszcze skomercjalizowane i mają charakter nowatorski. Ze względu na to, że ogniwa te są w trakcie badań, charakteryzują się jeszcze niską sprawnością i żywotnością. Największą zaletą ogniw III generacji jest niezwykle niski koszt produkcji oraz nietoksyczność. Można wymienić takie ogniwa jak:

  • barwnikowe (w trakcie badań)
  • polimerowe (III generacja, w trakcie badań)[6]

Najbardziej kosztowne awarie paneli fotowoltaicznych według TÜV Rheinland[edytuj | edytuj kod]

Na podstawie danych Instytutu TÜV Rheinland zebranych z wielu farm fotowoltaicznych, instalacji przemysłowych i mikroinstalacji domowych, przeanalizowano najczęstsze problemy i uszkodzenia modułów pv. Do nich należą:

  • Pęknięcia szyby
  • PID
  • Ślimacze ścieżki
  • Wadliwa folia ochronna
  • Odklejanie się folii ochronnej
  • Hotspoty
  • Zabrudzenia paneli pv
  • Przegrzewanie się skrzynki przyłączeniowej
  • Awaria diody bocznikowej lub skrzynki przyłączeniowej
  • Wadliwa instalacja

Jaki wpływ na działanie paneli mają awarie instalacji pv

W panelach fotowoltaicznych nie wykonuje się żadnych napraw. Każda z wyżej wymienionych usterek wiąże się z wymianą całego modułu pv, oprócz czyszczenia, wymiany skrzynki przyłączeniowej, czy diody bocznikowej. Niemniej jednak panele pv mogą działać przez długi czas, pomimo wystąpienia usterek. Delaminacja folii czy problemy z PID nie powodują natychmiastowej awarii modułu, a jedynie jego przyśpieszoną degradację i niższe uzyski energii.

Testy wytrzymałościowe paneli fotowoltaicznych[edytuj | edytuj kod]

Panele fotowoltaiczne poddaje się czterem głównym testom wytrzymałościowym. Do nich należą:

  1. Test cyklów termicznych - badanie sprawdza połączenia między warstwami poddane nagłym zmianom temperatury. Procedura polega na wykonaniu 800 cykli chłodzenia i przegrzewania paneli od -40 do 85 °C oraz traktowanie modułów wysokim prądem podczas ochładzania i podgrzewania. Najlepsze panele tracą mniej niż 2% na teście. Normalne panele certyfikowane według IEC 61215 tracą mniej niż 5% mocy po 200 takich cyklach.
  2. Test wilgoci i ciepła - badanie sprawdza połączenia między poszczególnymi warstwami panelu słonecznego. Test polega na umieszczeniu modułu w środowisku względnej wilgotności na poziomie 85%, przy temperaturze 85 °C, na 2000 godzin ( ok 84 dni). Normalne panele słoneczne certyfikowane według IEC 61215 wytrzymują w takich warunkach ok. 1000 godzin. Najlepsze panele słoneczne tracą mniej niż 2% mocy po takim teście.
  3. Test obciążeń dynamicznych - badanie sprawdza odporność na mikropęknięcia i pękanie poszczególnych elementów pod wpływem uciążliwych warunków i obciążeń.Procedura polega na obciążanie modułów naprzemiennym naciskiem 1000 Pa (1000 cykli), następnie badanie obciążeń termicznych od -40 do 85 °C (50 cykli), kolejny etap to 3 serie po 10 cykli nawilgacania i zamarzania (85 °C i wilgotność na poziomie 85% przez 20 godzin, a potem gwałtowne oziębianie do -40 °C). Najlepsze panele fotowoltaiczne tracą mniej niż 2% mocy po takim teście.
  4. Test PID - badanie dotyczy odporności na zjawisko PID. Test składa się z dwóch 96-ściu godzinnych sesji. Podczas tych sesji panele poddawane są ich maksymalnemu napięciu (-1000 lub -1500V) w warunkach 85 °C oraz względnej wilgotności na poziomie 85%. Najlepsze panele fotowoltaiczne tracą mniej niż 2% mocy po takim teście.

Przypisy[edytuj | edytuj kod]

Linki zewnętrzne[edytuj | edytuj kod]