6.2 Ogniwa z elektrodami typu PERL

W ciągu ostatniej dekady ogniwa fotowoltaiczne typu HIT z elektrodami z tyłu znacznie poprawiły wydajność dostępnych na rynku paneli fotowoltaicznych, tym niemniej, nadal istnieje możliwość uzyskania jeszcze wyższej wydajności ogniw, opartych na krystalicznym krzemie. Wysoko wydajne ogniwo krzemowe wykonane w warunkach laboratoryjnych – ogniwo PERL (ang. Passivated Emitter Rear Locally diffused cell) przedstawiono na Rys. 1. Ta konstrukcja ogniwa pod koniec 1980 r. miała wydajność sięgającą  \( 23\% \), co stanowiło ogromną poprawę wydajności ogniw krzemowych w stosunku do  \( 17\% \) – najwyższej wartości zaledwie 7 lat wcześniej. Od tego czasu, dalsze dopracowywanie ogniw typu PERL doprowadziło ich efektywność do  \( 25\% \). Ogniwo typu PERL ma wiele cech wspólnych z ogniwem, którego elektrody umieszczono z tyłu. Podobnie i tu występuje całkowita osłona w pasywującej warstwie tlenku i małe kontakty powierzchniowe. Ogniwo typu PERL jest jednak konstrukcją bardziej wytrzymałą, bardziej tolerancyjną na warunki środowiska, wobec słabej pasywacji powierzchni i słabej pracy klasycznych ogniw. Główne ulepszenia poczynione w ogniwie typu PERL w ostatnich latach obejmują znaczny wzrost tlenku pasywacji górnej powierzchni, co pozwala na bezpośrednie zastosowanie dwuwarstwowej powłoki antyrefleksyjnej [1]. Zastosowano sekwencję "wyżarzania" dla tego tlenku i zlokalizowanych górnych punktów kontaktowych w celu zwiększenia napięcia obwodu otwartego i poprawy pasywacji tylnej powierzchni oraz dobranie odporności metalizacji w celu poprawy współczynnika wypełnienia. Aby zmaksymalizować wydajność ogniw, jak najwięcej światła o użytecznych długościach fal powinno być zaabsorbowane przez ogniwo. Aby osiągnąć ten wynik nowoczesne konstrukcje ogniw, takie jak ogniwo typu PERL, zawierają kilka rozwiązań o charakterze optycznym. W tym przypadku straty optyczne w przedniej części ogniwa są zmniejszane poprzez wdrożenie teksturowanej odwróconej konstrukcji piramidy ( Rys. 1 ), pokrytej warstwą antyrefleksyjną, co umożliwia absorpcję światła odbitego po raz drugi, zmniejszając straty spowodowane transmisją. Elektrody z przodu zostały wykonane w ten sposób, aby powierzchnia ich była jak najmniejsza, co zwiększa natężenie światła wpadającego do ogniwa fotowoltaicznego. Odwrócone piramidy wzdłuż górnej powierzchni służą przede wszystkim celom optycznym. Większość kwantów promieniowania trafi w jedną ze ścian bocznych piramid, co powoduje odbicie promieni, zwiększając przez to drogę optyczną światła. Odbity promień świetlny sprawia, że światło ma, co najmniej, drugą szansę wrócić do ogniwa i zostać zaabsorbowane. Niektóre kwanty w pobliżu dna piramid mają czasem więcej szans.

Piramidy pokryte są warstwą tlenku o odpowiedniej grubości, aby mogły zadziałać jako powłoka antyrefleksyjna. W nowszych projektach warstwa tlenku jest cienka, a ponadto stosuje się dwuwarstwową powłokę antyrefleksyjną [1]. Zaabsorbowany przez ogniwo kwant porusza się ukośnie przez ogniwo w kierunku tylnej jego powierzchni. W ten sposób kwant promieniowania ma dłuższą drogę, na której może być zaabsorbowany przez ogniwo. Niepochłonięte światło docierające do tyłu odbija się od bardzo wydajnego reflektora, utworzonego przez połączenie tylnej warstwy tlenku pokrytej warstwą aluminium [2]. Współczynnik odbicia od tej kombinacji zależy od kąta padania światła i grubości warstwy tlenku, ale zazwyczaj przekracza  \( 95\% \) dla kątów padania zbliżonych do 0° (normalnej). Współczynnik odbicia zmniejsza się poniżej  \( 90\% \) gdy kąt padania zbliża się do kąta całkowitego wewnętrznego odbicia na złączu krzemu/tlenku (24,7°) i wzrasta ponownie do blisko  \( 100\% \) po przekroczeniu tego kąta. Na tylnej powierzchni ogniwa fotowoltaicznego elektrody punktowe są stosowane w połączeniu z warstwami pasywacji tlenku termicznego, w celu zmniejszenia niepożądanej rekombinacji na powierzchni w obszarze nieskontaktowanym. Krzem silnie domieszkowany borem (p+) działa jak lokalna tylna powierzchnia ograniczająca rekombinację elektronów mniejszościowych. Światło odbite od tyłu przesuwa się w kierunku górnej powierzchni. Niektóre kwanty promieniowania docierają do powierzchni i mogą opuścić ogniwo fotowoltaiczne nie wywołując powstania ekscytonu. Inne ulegają całkowitemu wewnętrznemu odbiciu. Powoduje to, że około połowa promieniowania świetlnego skierowanego w przednią powierzchnię od strony wewnętrznej jest odbijana z powrotem do ogniwa w kierunku tylnej elektrody. Liczba kwantów światła, opuszczających ogniwo fotowoltaiczne po pierwszym odbiciu, zależy od geometrii piramid. Straty energii światła można zmniejszyć, niszcząc niektóre z zastosowanych symetrii, na przykład za pomocą przechylonych odwróconych piramid lub używając metody "tiler’s pattern". To ostatnie podejście jest obecnie stosowane w projektach ogniw typu PERL. Połączenie odwróconych piramid i tylnego reflektora tworzy bardzo skuteczny sposób zwiększania absorpcji światła przez zwiększanie długości drogi promienia świetlnego w ogniwie fotowoltaicznym. Mierzone są efektywne współczynniki poprawy długości drogi promienia świetlnego [2]. Zwiększenie absorpcji następuje przede wszystkim w obszarze podczerwieni. Zewnętrzna responsywność (to odpowiedź panelu fotowoltaicznego (w amperach) na 1 wat światła padającego) ogniw typu PERL osiąga wartości wyższe przy większych długościach fal niż konwencjonalne ogniwa krzemowe, o wartościach 0,75  \( \frac{A}{W} \) mierzonych przy długości fali 1,02 μm. Efektywność konwersji energii dla niektórych długości fal jest większa nawet niż  \( 45\% \) [3] w porównaniu z klasycznymi ogniwami.

Obecne ogniwa typu PERL tracą około  \( 5\% \) przychodzącego światła z powodu utraty absorpcji lub odbicia związanego z metalowymi elektrodami, w połączeniu z odbiciem od niemetalizowanej górnej powierzchni ogniwa. Występujące straty optyczne są spowodowane też odbiciem i absorpcją przez górne metalowe elektrody ogniwa. Można zminimalizować to odbicie, dobierając odpowiednie wielkości elektrody, wysokość, szerokość oraz kształt. Można także spróbować przekierować promienie świetlne do ogniwa omijając elektrody [4]. Istnieje zatem pewne pole do małych lub umiarkowanych wzrostów wydajności, poprzez dalszą poprawę właściwości optycznych tych ogniw.

Zaawansowane projekty ogniw zostały wykorzystane w statkach kosmicznych i ziemskich aplikacjach o wysokiej wartości, takich jak np. wyścigi samochodów napędzanych energią słoneczną [5]. Wykorzystano tam bardzo drogie wieloetapowe procesy fotolitograficzne. Tego typu ogniwa fotowoltaiczne są zbyt drogie dla szerokich zastosowań. Tym niemniej ostatnie osiągnięcia w budowie ogniw wykorzystujących technologie laserowe sprawiają, że ogniwa typu PERL mogą być wytwarzane przy niskich kosztach. Jak wspomniano, najlepsza wydajność ogniw wynosi  \( 25\% \), a najlepsza wydajność panelu fotowoltaicznego  \( 22,9\% \) [6].

Wydaje się, że technologia krystalicznego krzemu w postaci wafla będzie dominującą technologią fotowoltaiczną przez co najmniej najbliższą dekadę. Wskazują na to inwestycje poczynione w zakładach produkujących ogniwa fotowoltaiczne oraz obniżenie cen paneli PV. Ostatnio pojawiły się też panele fotowoltaiczne typu PERL, wykonane w technologii dwustronnej (ang. Bifacial Cell Technology). Reasumując, ogniwa fotowoltaiczne wykonane w technologii PERL mają wiele zalet:


6.3 Ogniwa z elektrodami z tyłu

Ogniwo z elektrodami z tyłu, z naprzemiennym tylnym kontaktem, wykonane w technologii IBC (ang. Interdigitated Back Contact) jest alternatywnym podejściem do produkcji ogniw o wysokiej wydajności. Zmniejszenie cieniowania ogniwa fotowoltaicznego przez elektrodę przednią zapobiega zmniejszeniu energii słonecznej docierającej do ogniwa (elektrody umiejscowiono z tyłu ogniwa). Strukturę ogniwa typu IBC pokazano na Rys. 1. Światło przechodzi przez warstwę stabilizującą  \( SiO_2 \) do wnętrza ogniwa, zbudowanego z wafla monokrystalicznego typu n. Oba styki znajdują się na tylnej powierzchni ogniwa. Powstające ekscytony rozpadają się na ładunki, które dyfundują do obszarów p i n bezpośrednio nad obszarami styku (w tych obszarach usunięto tlenek z tylnej powierzchni). Zarówno złącze typu n, jak i typu p leżą po nieoświetlonej stronie ogniwa pod metalizacją stykową. Schemat ogniwa typu IBC zaprezentowano na Rys. 1a, gdzie pokazano kontakty w postaci grzebieni. Rys. 1b natomiast pokazuje kontakty zbierające ładunki zgromadzone w półprzewodniku typu n oraz typu p ogniwa.

Konstrukcja ogniw tylnego styku została udoskonalona na Uniwersytecie Stanforda w latach 80-tych [1]. W latach 90-tych powstała nowa firma SunPower, która skomercjalizowała tę technologię, produkując panele ogniw fotowoltaicznych w technologii IBC z początkowym osiągnięciem  \( 22,5\% \) wydajności. Na początku 2000 r. produkcja została znacznie uproszczona i rozszerzona. Obecnie firma SunPower wytwarza ogniwa typu IBC, które osiągają wydajność  \( 24,2\% \). Osiągi wydajności zarówno ogniw (na poziomie  \( 24,2\% \)), jak i paneli (na poziomie  \( 22,4\% \)) zostały potwierdzone przez niezależne gremia [2]. Z kolei, firma Trina Solar poinformowała, że jej Główne Państwowe Laboratorium ustanowiło nowy rekord wydajności wynoszący  \( 25,04\% \) dla monokrystalicznego krzemowego ogniwa typu n, wykonanego w technologii IBC. Wynik ten został niezależnie potwierdzony przez Japońskie Technologiczne Laboratorium Bezpieczeństwa Elektrycznego i Środowiska (JET) [3]. Szkic obecnej struktury ogniw komercyjnych przedstawiono na Rys. 2 [4], [5]. Należy zauważyć, że dyfuzja fosforu jest używana wzdłuż oświetlonej powierzchni, w celu kontrolowania rekombinacji wzdłuż tej powierzchni [6].

Ogniwo fotowoltaiczne typu IBC ma wiele zlokalizowanych złącz, zamiast jednego dużego złącza p-n. Pary elektron-dziura, generowane przez padające światło, które jest absorbowane na przedniej powierzchni, mogą być zbierane z tyłu ogniwa. Interfejsy półprzewodnik-metal są tak małe, jak to tylko możliwe, aby zmniejszyć niepożądaną rekombinację. Jak pokazano na Rys. 2, tył ogniwa fotowoltaicznego typu IBC ma dwa metalowe grzebienie. Jeden zbiera prąd z kontaktu typu n, a drugi zbiera prąd z kontaktu typu p. Przednie pole powierzchni jest tworzone przez mocno domieszkowany krzem typu n, w celu zmniejszenia rekombinacji na tej powierzchni. Jednak intensywność domieszkowania zmniejsza się stopniowo w kierunku tyłu, aby działać jako obszar półprzewodnika typu p. Przednia powierzchnia jest teksturowana i osadzona w dwuwarstwowej powłoce antyrefleksyjnej. Działa ona jako pasywująca (dwutlenek krzemu) na przedniej stronie ogniwa.

Na Rys. 3 pokazano zdjęcie ogniwa z przodu, którego kolor jest jednorodnie ciemny, natomiast zdjęcie ogniwa z tyłu pokazuje wyraźnie ustawienie elektrod, które są grzebieniami zbierającymi ładunki. Elektrody zbierające nie zacieniają powierzchni, przez którą promienie słoneczne mogą dotrzeć do wnętrza ogniwa i spowodować powstanie ekscytonu. Ogniwo fotowoltaiczne typu IBC jest najbardziej skomplikowane technologicznie, ale ma najwyższą wydajność wśród ogniw krzemowych, produkowanych masowo. Zasadniczo struktura ogniwa wykonanego w tej technologii ma kilka zalet w stosunku do budowy konwencjonalnych ogniw fotowoltaicznych. Najbardziej oczywista jest eliminacja zacienienia powodowanego przez elektrodę przednią, co w generowanym prądzie może dać przyrost  \( 5-7\% \). Istotna jest także niższa rezystancja szeregowa podczas przepływu prądu w stykach, ze względu na to, że styki z tyłu zajmują prawie całą tylną powierzchnię, więc odległość między nimi jest niewielka. Ponadto, dużą zaletą jest oddzielenie optymalizacji optycznej, przeprowadzanej z przodu, od optymalizacji elektrycznej, wykonywanej z tyłu.


6.4 Ogniwa fotowoltaiczne z elektrodami typu 'smart wire'

Technologia fotowoltaiczna stale się rozwija. Dokonano znaczących ulepszeń na poziomie ogniwa fotowoltaicznego, ale istnieją ograniczenia na poziomie tychże połączeń w panel fotowoltaiczny. Szwajcarska firma Meyer Burger [1] opracowała technologię Smart Wire Connection Technology (SWCT), która nie obniża wydajności całego panelu fotowoltaicznego w stosunku do pojedynczego ogniwa fotowoltaicznego. Polega ona na połączeniu procesu laminowania i wzajemnego połączenia ogniw w panel fotowoltaiczny w jednym etapie laminowania. Podczas tego procesu zmniejsza się zużycie materiałów, energii, a wydajność ogniwa jest na poziomie  \( 25,4\% \). Technologia Smartwire  polega na zastosowaniu siatki przewodów na płaszczyźnie ogniwa fotowoltaicznego zamiast konwencjonalnego rozwiązania, jakim są szyny połączeniowe, czyli busbary. Liczba połączeń elektrycznych w pojedynczym ogniwie dochodzi tutaj do 2640, co zapewnia odporność na obciążenia mechaniczne oraz lepszą wydajność w warunkach słabego oświetlenia ( Rys. 1 ).

Zastosowanie tego procesu zmniejsza straty elektryczne i optyczne w panelu fotowoltaicznym, dzięki krótszej drodze ładunków do elektrod oraz mniejszemu zacienieniu ogniwa przez elektrody niż w standardowych technologiach busbarów. Technologia SWCT przekształca wygląd przedniej powierzchni ogniwa fotowoltaicznego i oferuje dodatkowo kilka korzyści:

SWCT to technologia łącząca elektrody z ogniwami fotowoltaicznymi, oparta na klejeniu drutu. Wykorzystuje się zwykle od 15 do 38 przewodów po obu stronach ogniwa fotowoltaicznego. Przewodami są okrągłe druty na bazie miedzi, pokryte niskotemperaturowym stopem, zazwyczaj warstwą 1-2 mikronów grubości z  \( 50\% \) stopem indu. Przewody są osadzone w folii polimerowej, która jest nakładana bezpośrednio na metalizowane ogniwo.

Tak ułożone składniki są laminowane ( Rys. 2 ). Przewody są związane z metalizacją ogniwa fotowoltaicznego i zapewniają kontakt elektryczny z większością materiału (np. liczbę przewodów i ich grubość można dostosować do niemal każdej konstrukcji metalizacji ogniwa i mocy ogniwa). Szyny busbarów na powierzchni ogniwa fotowoltaicznego (zarówno z przodu, jak i z tyłu) nie są potrzebne. Zaoszczędza się w ten sposób czas i materiały (proces metalizacji wymaga drogiego materiału, takiego jak pasta srebrna) oraz zapobiega cieniowaniu. Technologia SWCT ma dodatkową zaletę, lepszą pasywację tylnej części ogniwa fotowoltaicznego można osiągnąć za pomocą aluminiowego ekranu wydrukowanego z tyłu pola powierzchniowego lub z dowolną metodą pasywacji z tyłu (taką jak  \( SiO_{2}, a-Si, AlO_{x} \) itp.). Ogniwa fotowoltaiczne są kruche i dlatego muszą być chronione, aby oprzeć się warunkom zewnętrznym, takim jak deszcz, grad, wilgoć, wiatr i śnieg. Ochronę uzyskuje się zwykle poprzez osadzenie ogniwa fotowoltaicznego w szkle i warstwie hermetyzacji. Ponieważ wygenerowany prąd musi być transportowany z jednego ogniwa do drugiego, występują straty elektryczne. Najbardziej niezawodne, sprawdzone i używane dotychczas techniki, to lutowanie wstążki. Technologia SWCT oferuje do 38 powlekanych drutów miedzianych, które przenoszą ładunki generowane przez ogniwa fotowoltaiczne. Długość palca można zmniejszyć z 39 mm do 4-8 milimetrów, co z kolei sprawia, że utrata mocy na palcu jest znikoma. Tę redukcję długości palca uzyskuje się bez zmiany przekroju materiału transportującego. Straty mocy związane z opornością spadają i więcej energii może być pobierane z każdego pojedynczego ogniwa fotowoltaicznego. Z porównań w tabeli poniżej wynika, że SWCT z 30 przewodami o średnicy 0,2 mm ma takie samo optyczne cieniowanie, jak z 3 busbarami. SWCT z 18 przewodami o średnicy 0,3 mm ma o  \( 85\% \) wyższy przekrój Cu w porównaniu do 3 busbarów, czyli mniejszy opór. Zmniejsza się ponadto optyczne cieniowanie ( \( 2,6\% \) w porównaniu do  \( 2,9\% \) dla 3 busbarów), są też dodatkowe korzyści wynikające ze zmniejszonej długości palca do 8,2 mm. Podsumowując, dane na Rys. 3 poniżej [1] pokazują, że SWCT wykazuje lepsze właściwości niż technologia busbarów.

W celu porównania technologii typu SWCT z technologią busbarów przygotowano panele fotowoltaiczne, w których użyto tego samego typu ogniw. Eksperymentowi poddano dwa rodzaje ogniw, monokrystaliczne ogniwa wyprodukowane przez firmę Hareon Sun (Chiny) i ogniwa firmy HJT (Szwajcaria). Na Rys. 3 zebrano dane wydajności ogniwa monokrystalicznego c-Si. Tak wykonane panele poddano badaniom wydajności. Zwiększenie liczby busbarów do 5 podniosło moc ogniw do  \( 102\% \), a w technologii SWCT do  \( 103\% \). Jeśli do tego doda się jeszcze wytrzymałość ogniw na mikropęknięcia, to zastosowanie procedury typu SWCT jest uzasadnione. W przypadku technologii SWCT na skutek mikropęknięć nie następuje drastyczna utrata mocy [2], ponieważ wygenerowane ładunki mogą dotrzeć do elektrody zbierającej inną drogą.

Na filmie "The Making of SmartWire Technology" przedstawiono technologię produkcji paneli fotowoltaicznych wykonanych w technologii smart-wire.

Na filmie "The Technology Behind SolarTech Universal" pokazano porównanie różnych ogniw fotowoltaicznych stosowanych komercyjnie oraz sposób budowy paneli fotowoltaicznych wykonanych w technologii smart-wire.


6.5 Ogniwa fotowoltaiczne wykonane w technologii HIT

Ogniwo fotowoltaiczne, gdzie cienka warstwa krystalicznego krzemu typu n jest umieszczona pomiędzy dwoma cienkimi warstwami krzemu amorficznego nazwana jest typu HIT (ang. Heterojunction with Intrinsic Thin Layer) to jedno z rozwiązań powstałych w wyniku prac, mających na celu uzyskanie wyższej wydajności ogniw komercyjnych. Ogniwo to łączy w sobie zarówno krystaliczne, jak i amorficzne cechy projektowania ogniw krzemowych w jednej strukturze. Budowę ogniwa fotowoltaicznego typu HIT przedstawiono na Rys. 1.

Wewnętrzna cienka warstwa krystalicznego krzemu typu n jest umieszczona pomiędzy dwoma cienkimi warstwami krzemu amorficznego. Ta wewnętrzna warstwa najpierw poddawana jest teksturyzacji ( Rys. 2 ), a następnie pokrywana odpowiednimi warstwami krzemu amorficznego. Przednia warstwa krzemu krystalicznego typu n pokrywana jest amorficznym krzemem a-Si o grubości do 10 nm, a następnie amorficznym krzemem a-Si typu p, tylną natomiast pokrywa się amorficznym krzemem a-Si o grubości do 10 nm i amorficznym krzemem a-Si typu n. Na wierzch z obu stron nakładane są elektrody zbierające ładunki (styki sitodrukowe). Bardzo cienkie wewnętrzne warstwy a-Si, występujące pomiędzy a-Si a krystalicznym podłożem c-Si, mają za zadanie poprawę działania złącza p-n. Na obu domieszkowanych warstwach powstają przezroczyste warstwy tlenku przewodzącego (TCO), a następnie są drukowane ścieżki przewodzące. Metalizacja tyłu jest również grzebieniowa w celu zmniejszenia naprężeń termicznych i mechanicznych, dzięki czemu ogniwo jest symetryczne i możliwe jest wykorzystanie go jako ogniwo dwustronne.

Ogniwa zaprojektowane są w taki sposób, aby zredukować zajmowaną przez nie powierzchnię i osiągnąć większą wydajność w stosunku do standardowych ogniw krystalicznych ( Rys. 3 ), które dostępne są na rynku. Ogniwa typu HIT były zaprezentowane przez firmę Sanyo Electric Solar Division, która produkuje tego typu ogniwa w kształcie klasycznym i tzw. plastrze miodu, aby lepiej wykorzystać stosunkowo drogie monokryształy oraz powierzchnię czynną panelu fotowoltaicznego.

Ogniwa tego typu nie są czułe na wyższe temperatury, co powoduje, że ich sprawność w wyższych temperaturach nie ulega zbyt dużym zmianom [1]. Technologia HIT pozwala produkować ogniwa, które wykazują wysoką wydajność w temperaturze 75 \( _{}^{o}\textrm{C} \). Technologia ta zapewnia doskonałą pasywację powierzchni przy stosunkowo niskich temperaturach procesów (poniżej 200 \( _{}^{o}\textrm{C} \)), pozwala zmniejszyć degradację przez cały czas użytkowania ogniwa fotowoltaicznego.

Firma Panasonic ogłosiła, że opracowała ogniwo o sprawności  \( 25,6\% \). Uwodorniony amorficzny krzem, przygotowany przez plazmowe osadzanie par (PECVD), ma wyższą przerwę energetyczną niż materiał krystaliczny. W związku z tym materiał ten tworzy heterozłącze o szerokim paśmie wzbronionym, zapewniając bardzo skuteczną, niską rekombinowalność wytworzonych ładunków. Najwyższa cienka mocno domieszkowana warstwa amorficzna typu p tworzy złącze z krystalicznym waflem typu n. Interweniująca, bardzo cienka wewnętrzna amorficzna warstwa krzemu odgrywa ważną rolę w uzyskaniu wysokiego poziomu wydajności [2], [3].

Ponieważ przewodność nawet mocno domieszkowanego amorficznego krzemu jest dość niska, ze względu na niską mobilność nośnika, przezroczyste tlenki przewodzące są potrzebne zarówno na przedniej, jak i tylnej powierzchni ogniwa, aby umożliwić transport nośnika do metalowych styków sitodruku na obu powierzchniach. Ponieważ tylny styk może być przeźroczysty, ogniwo może reagować na światło z obu stron. Może to poprawić moc wyjściową w instalacjach, w których tył panelu jest wystawiony na działanie światła rozproszonego z otoczenia [4]. Istnieje jeszcze kilka innych ciekawych cech tej technologii. Jakość pasywacji powierzchni uzyskanej z amorficznej warstwy krzemu daje rekordowe napięcia wyjściowe ogniwa, które zostały potwierdzone przez H. Sukatai [2], [3]. Stanowią one podstawę wysokiej efektywności konwersji energii ogniwa. Ponadto ta technologia wykorzystuje wafle typu n, domieszkowane fosforem, co pokonuje problemy z wadami boru i tlenu. Temperatury obróbki ogniw fotowoltaicznych są typowe dla amorficznych krzemowych ogniw i znacznie niższe niż w przypadku ogniw z krzemu krystalicznego. Główną słabością techniczną tej technologii jest to, że przezroczyste warstwy tlenku przewodzącego nie są idealnie przejrzyste, ani doskonale przewodzące. Wymusza to kompromis między pochłanianiem światła w tych warstwach, a stratami odporności bocznej. Światło pochłaniane w mocno domieszkowanych warstwach amorficznych w tych ogniwach wpływa na zmniejszenie mocy wyprodukowanej przez ogniwo. Poszczególne ogniwa osiągnęły potwierdzoną wydajność do  \( 24,7\% \) [5].


6.6 Cienkowarstwowe ogniwa fotowoltaiczne

Ogniwa fotowoltaiczne, będące podstawowym składnikiem paneli fotowoltaicznych, wykonywane są z wafli krzemowych monokrystalicznych, polikrystalicznych i amorficznych. Technologie ich produkcji są nieustannie modernizowane po to, aby poprawić ich parametry techniczne, obniżyć koszty, tak aby stawały się coraz bardziej atrakcyjne dla nabywców. W laboratoriach trwają obecnie prace nad ogniwami cienkowarstwowymi, tworzonymi zarówno ze związków nieorganicznych jak i organicznych. Panele fotowoltaiczne w postaci cienkiej warstwy, którą można by nakleić na dach, dopasować do jego kształtu i koloru dachu z pewnością przyciągnęłyby uwagę właścicieli domów, zainteresowały architektów i projektantów. Grubość warstwy aktywnej w ogniwie cienkowarstwowym wykonanym ze związków nieorganicznych zwykle nie przekracza 20 \( \mu m \). Zużycie surowca półprzewodnikowego jest więc niewielkie [1], potencjalna elastyczność ogniwa także jest zapewniona. Istotne jest także, aby taka warstwa aktywna miała wysoką wartość współczynnika absorpcji, ponieważ wpływa to na efektywność konwersji energii świetlnej na elektryczną. W przypadku, gdy do budowy ogniw fotowoltaicznych wykorzystywane są materiały organiczne, grubość warstwy aktywnej nie przekracza 1  \( \mu m \), ponieważ współczynnik absorpcji tych materiałów jest dużo wyższy niż materiałów półprzewodnikowych. Ogniwa cienkowarstwowe pracują wydajnie nawet przy zacienieniu ogniwa, temperatura ma mniejszy wpływ na ich moc wyjściową, a ponadto można je sporządzić w niemal dowolnie zaprojektowanym kształcie i wyglądzie. Mankamentem tych ogniw może być niższa wydajność, gdy wykorzystywany jest inny materiał niż krzem i to, że użyty materiał może być toksyczny. Warstwy aktywne w cienkowarstwowych ogniwach fotowoltaicznych nakładane są na podłoża transparentne lub nieprzezroczyste i stosuje się różne metody ich nakładania. W przypadku podłoża transparentnego nakłada się najpierw elektrodę przezroczystą, potem warstwy aktywne fotowoltaicznie i na końcu drugą elektrodę. Zaś w przypadku, gdy podłoże jest nieprzezroczyste, najpierw nakłada się elektrodę, która może być nieprzezroczysta, na nią warstwy fotowoltaicznie aktywne, a na koniec elektrodę przezroczystą. Grubość poszczególnych warstw zawiera się w granicach od 100 do 500 nm. Do budowy ogniw fotowoltaicznych wykorzystywane są materiały o różnych właściwościach. Warto podkreślić, że podłoża powinny zapewniać odpowiednią trwałość mechaniczną ogniwa, a w przypadku ogniw elastycznych materiał powinien być odporny na zginanie. Elektrody powinny być z materiałów tak dobranych, żeby oporność pomiędzy materiałem fotowoltaicznym i elektrodą była jak najmniejsza. Obecnie do budowy cienkowarstwowych ogniw fotowoltaicznych najbardziej korzystnymi materiałami są polikrystaliczne struktury, zawierające dwuselenek galowo-indowo-miedziowy  \( CuIn_{x}Ga_{1-x}Se_{2} \), czy tellurek kadmu CdTe [2]. Ogniwa fotowoltaiczne z warstwą CdTe w warunkach laboratoryjnych osiągają wydajność w granicach  \( 16\% \) (w produkcji niestety ok.  \( 10\% \)). Trwają jednak prace, aby w pełni wykorzystać potencjał tych ogniw, a krytycznymi problemami przy poprawie ich efektywności są:

Na Rys. 1 przedstawiono strukturę cienkowarstwowego ogniwa fotowoltaicznego. Na szklanym podłożu umieszczona jest warstwa metalu, która tworzy kontakt omowy z półprzewodnikiem typu p, czyli warstwą absorbera (CIS, CIGS lub CGS). Tworząca z nią złącze p-n warstwa siarczku kadmu (CdS) – półprzewodnika o przewodnictwie typu n – poprzedzona jest uporządkowaną warstwą wakansów (ang. Ordered Vacancy Compound, OVC). Warstwa buforowa CdS ma za zadanie dopasowanie krawędzi pasm przewodnictwa warstwy CIGS i okna, którym jest tlenek cynku ZnO. Szkło sodowo-wapniowe o współczynniku rozszerzalności termicznej około  \(  9\cdot 10^{-6} K^{-1} \) jest najczęściej wykorzystywanym podłożem w przypadku cienkowarstwowych paneli fotowoltaicznych typu CIGS. Typowa kompozycja tego szkła zawiera takie tlenki jak  \( Na_{2}O \) i CaO, które są źródłem zanieczyszczeń w pozostałych warstwach panelu. Warstwa absorbera, odpowiadająca za absorpcję fotonów i generowanie nośników prądu elektrycznego jest najważniejszym materiałem w ogniwie cienkowarstwowym. Zazwyczaj składa się ona z dwóch trójskładnikowych stopów:  \( CuInSe_{2} \) i  \( CuGaSe_{2} \), ze stosunkiem y = Ga/(Ga+In) z zakresu od 0 do 1. Najefektywniejszą warstwę wykorzystywaną w fotowoltaice uzyskuje się dla y = 0,11 - 0,26. Stop  \( CuInSe_{2} \) jest półprzewodnikiem o prostej przerwie energetycznej, wynoszącej 1,05 eV (do ok. 1,65 eV w przypadku stopu  \( CuGaSe_{2} \)) oraz o bardzo dużym współczynniku absorpcji α = 105  \( cm^{-1} \) dla fotonów o energiach > 1,4 eV. Materiały należące do grupy II-(III)-VI są nazywane chalkopirytami, ponieważ krystalizują w takim samym układzie co chalkopiryt  \( CuFeS_2 \)– popularny minerał z gromady siarczków. Struktura kryształu oparta jest na układzie regularnym, tzw. strukturze blendy cynkowej. Właściwości półprzewodnikowe chalkopirytów są związane z ich podobieństwem elektrycznym i strukturalnym do półprzewodników z grupy IV, takich jak krzem czy german. Jedną z głównych cech  \( CuIn_{x}Ga_{1-x}Se_{2} \) jest niewrażliwość parametrów optoelektronicznych struktury na znaczne wahania składu materiału. Optyczne i elektryczne właściwości   \( CuInSe_{2} \)  zależą silnie od stosunku Cu/In oraz od struktury krystalicznej materiału. Koncentracja dziur zależy od nadmiaru selenu i od stosunku Cu/In. Wraz ze zmniejszaniem się stosunku Cu/In maleje koncentracja dziur. Rezystywność warstwy typu p wzrasta o ponad pięć rzędów wielkości, gdy stosunek Cu/In zmniejsza się od 1,1 do 0,9. Warstwą buforową w cienkowarstwowych ogniwach fotowoltaicznych typu CIGS jest siarczek kadmu CdS o przewodnictwie typu n, który wraz z warstwą absorbera tworzy strukturę heterozłącza n–CdS/p–CIGS. Siarczek kadmu posiada dużą przerwę energetyczną Eg = 2,4 eV. Zaletą takiego połączenia jest przezroczystość materiału o większej przerwie energetycznej dla promieniowania pochłanianego w materiale o mniejszej przerwie energetycznej. Powoduje to, że materiał o większej przerwie energetycznej stanowi okno dla promieniowania, które zostanie zaabsorbowane w warstwie o mniejszej szerokości przerwy energetycznej. Do wad należy zaliczyć zjawisko rekombinacji promienistej w półprzewodniku o mniejszej przerwie energetycznej [3], [4]. Wszystkie produkowane obecnie ogniwa z CdTe wykonuje się głównie jako heterostruktury o konstrukcji przedstawionej na Rys. 1. Światło pada na heterozłącze od strony podłoża przez elektrodę z TCO (ang. Transparent Conducting Oxide). Warstwa CdS spełnia funkcję okna optycznego oraz pomaga zmniejszyć wpływ procesu rekombinacji w obszarze kontaktu n-CdS/p-CdTe. Wszystkie produkowane obecnie ogniwa z warstwą CIGS wykonuje się jako heterostruktury, w których światło pada na heterozłącze przez przezroczystą warstwę tlenku przewodzącego TCO. Zazwyczaj tworzą ją dwie warstwy tlenku cynku ZnO – jedna o wysokiej rezystywności i druga, silnie domieszkowana o przewodnictwie typu n+. Przerwa energetyczna ZnO, Eg = 3,3 eV, pozwala fotonom o długości fali 350 nm i większej na przejście przez materiał w głąb struktury. Koszty produkcji ogniw wykonanych na bazie tellurku kadmu CdTe są stosunkowo niskie. Jednak w szerszym ich propagowaniu przeszkadza fakt, iż zawierają znaczne ilości kadmu, który jest pierwiastkiem trującym. Cienkowarstwowe ogniwa fotowoltaiczne z warstwą dwuselenku miedziowo-indowo-galowego CIGS określane są jako najbardziej obiecujące ogniwa ze względu na technologię wytwarzania i niskie koszty produkcji. W warunkach laboratoryjnych sprawność tych paneli jest bliska  \( 20\% \). Wielkość szerokości przerwy energetycznej bliska wartości optymalnej oraz możliwie szeroki wybór struktur współpracujących z warstwą CIGS, czynią je wysoce atrakcyjnymi z punktu widzenia zastosowania w przemyśle fotowoltaicznym [5].

Ogniwa cienkowarstwowe wytwarza się korzystając z:

Fotowoltaiczne ogniwa cienkowarstwowe, dzięki małym warstwom absorbującym światło, z wydajnymi półprzewodnikami, cieńszymi i dużo lżejszymi od ich tradycyjnych odpowiedników, o bardzo estetycznym wyglądzie i niemal dowolnym kształcie są bardzo atrakcyjną ofertą do stosowania. Reasumując, do ich niekwestionowanych zalet należą:

Producenci, tacy jak Sharp czy First Solar, oprócz paneli krzemowych mono- i polikrystalicznych, oferują panele cienkowarstwowe. Nazwa ta dobrze określa ich budowę –  warstwy absorbujące światło są około 350 razy cieńsze, niż w standardowych ogniwach krzemowych. Są również elastyczne i dopasowują się do kształtu dachu, a ich grubość nie przekracza 20  \( \mu m \)> Naklejenie ich na dach, zamiast umieszczenia grubych i sztywnych paneli krzemowych, to bardzo interesująca propozycja.


6.7 Ogniwa fotowoltaiczne typu PERC i PERT

Konwencjonalne ogniwo fotowoltaiczne Jednym z najwcześniej wykonanym ogniwem fotowoltaicznym [1] jest ogniwo na waflu półprzewodnika typu p. Na przednią powierzchnię wafla naniesiona została tzw. warstwa emitera n+, wykonaną najczęściej przez domieszkowanie fosforu na powierzchnię. Na tę powierzchnię nałożono elektrody (Ag), a następnie ogniwo pasywowano przez dielektryk (np.  \(  SiN_{x} \)), który działa także jako warstwa antyrefleksyjna. Tylna powierzchnia półprzewodnika Si typu p jest pokrywana aluminium tworząc z Si złącze, które przeciwdziała docieraniu ładunków mniejszościowych do tylnej powierzchni ( Rys. 1 ).

Ogniwo typu PERC (ang. Passivated Emitter and Rear Cell) to technologia pasywacji emitera i tylnej części ogniwa. W odniesieniu do standardowych ogniw, ogniwo typu PERC [2] posiada dodatkową warstwę dielektryka, która zwiększa efektywność ogniwa przez to, że odbija każde światło docierające do tylnej warstwy ogniwa, nie generując ekscytonu. Dzięki temu odbiciu, fotony mają drugą szansę na wytworzenie prądu.

Ogniwo typu PERC może zmniejszyć rekombinację elektronów na tylnej powierzchni poprzez dodanie dodatkowej warstwy dielektrycznej między warstwami krzemu i elektrodą aluminiową, tak aby tylko aluminium stykało się z niewielką częścią obszaru ogniwa. Dodatkowe warstwy dielektryczne  \(  SiO_{2} \) i  \( Al_{2}O_{3} \) znacznie redukują rekombinację elektronów na powierzchni, co prowadzi do zwiększenia wydajności ogniwa. W ogniwie fotowoltaicznym typu PERC, jak pokazano na Rys. 2, zarówno przednia, jak i tylna jego powierzchnia są pasywowane przez dielektryk. Małe otwory tylnej warstwy dielektrycznej są wytworzone laserem, dzięki czemu metal elektrody może skontaktować się z tylną powierzchnią ogniwa. W porównaniu do konwencjonalnych ogniw fotowoltaicznych Si, ogniwo typu PERC jest w stanie poprawić wydajność, głównie ze względu na dodatkową pasywacyjną warstwę dielektryczną z tyłu. Dodatkowa tylna warstwa dielektryczna odbija fotony z powrotem do ogniwa. Powoduje to wydłużenie drogi optycznej fotonu, a przez to większą absorpcję światła i zwiększenie generowania prądu.

Ogniwa fotowoltaiczne typu PERT [3]. Innowacyjnym i jeszcze bardziej wydajnym elektrycznie rozwiązaniem, w stosunku do PERC, jest ogniwo fotowoltaiczne typu PERT (ang. Passivated Emitter Rear Cell Totally Diffused). W tylnej warstwie pasywacyjnej tego ogniwa nie ma otworów i dlatego nie pozwala ona na ucieczkę elektronów, tylko zmusza je do odbijania się od tyłu ogniwa i ponownego krążenia w nim, dając elektronom szansę na dostanie się do złącza p-n. W technologii PERT warstwa pasywacyjna stawia barierę, zapobiegając ucieczce elektronów, co sprawia, że po odbiciu od tylnej warstwy trafiają do ogniwa, co zwiększa uzysk energii. Poniższa grafika obrazuje to zjawisko ( Rys. 3 ).

Ogniwa typu PERT posiadają większą możliwość absorpcji promieniowania słonecznego, a tym samym większą wydajność. Pasywacja tylnej części ogniwa powoduje odbicie promieni słonecznych w kierunku aktywnej części ogniwa, przez co zwiększa drogę optyczną promienia w ogniwie. Szczególnie jest to ważne dla promieniowania w obszarze podczerwieni, ponieważ absorpcja w tym obszarze charakteryzuje się małym współczynnikiem ekstynkcji. Celem zaabsorbowania promieniowania z obszaru widma w podczerwieni (λ > 800 nm do 1100 nm dla krzemu) trzeba wydłużyć drogę optyczną promienia, co przekłada się na zwiększenie absorpcji i wygenerowanie większej energii. Zastosowanie dodatkowej warstwy krzemu z wdyfundowanym borem pozwala na odcięcie elektrody od ingerencji promieni świetlnych, ponieważ promieniowanie podczerwone zaabsorbowane przez elektrody, a nie zamienione na energię elektryczną, podgrzewa strukturę ogniwa obniżając jego wydajność. Dlatego też dąży się do wykorzystania tej części energii promieniowania słonecznego. Ogniwa typu PERT to ogniwa wykorzystujące światło odbite także od powierzchni Ziemi oraz energii słonecznej rozproszonej.

Ogniwa typu PERT są budowane w oparciu o wafle krzemowe typu p albo typu n pokazuje Rys. 4. W przypadku konstrukcji ogniwa na waflu krzemowym typu p, warstwa rozpraszająca jest tworzona za pomocą domieszkowania borem tylnej warstwy wafla krzemowego typu p. Warstwa przednia, emiter wafli typu n powstaje poprzez dyfuzję fosforu. W przypadku oparcia konstrukcji ogniwa na waflu krzemowym typu n, emiter, czyli warstwa przednia, uzyskiwana jest przez dyfuzję boru, a tylna przez dyfuzję fosforu ( Rys. 4b). Ogniwa typu PERT nie wykazują znaczącej degradacji wywołanej światłem i mogą być dostosowane do struktury ogniw dwustronnych.


7.1  Panele fotowoltaiczne

Ogniwo fotowoltaiczne jest podstawowym elementem systemu fotowoltaicznego. Pojedyncze ogniwo fotowoltaiczne produkuje zazwyczaj pomiędzy 1 a 2 W mocy, co jest niewystarczające dla większości zastosowań. Dla uzyskania większych napięć lub prądów, ogniwa fotowoltaiczne łączone są szeregowo lub równolegle, tworząc panel fotowoltaiczny (panel PV, zwany czasem modułem fotowoltaicznym). Panele PV dostępne na rynku mają powierzchnię od 0,3 do 2  \( m^{2} \) w zależności od mocy. Moc takich paneli wyrażana jest w watach mocy szczytowej (Wp – maksymalna moc w watach), zdefiniowanych jako moc dostarczana przez nie w warunkach standardowych (STC); zwykle kształtuje się ona pomiędzy 30 Wp a 600 Wp. W praktyce, panele PV rzadko pracują w warunkach standardowych, więc użyteczne jest posiadanie charakterystyk prądowo-napięciowych I(U) w szerokim zakresie warunków pracy. Panele PV są hermetyzowane, aby uchronić je przed korozją, wilgocią, zanieczyszczeniami i wpływami atmosfery. Obudowy muszą być trwałe, ponieważ oczekuje się, że czas życia paneli fotowoltaicznych wynosił będzie przynajmniej 20-30 lat. Każdy panel PV składa się z ogniw fotowoltaicznych. Tradycyjne ogniwa fotowoltaiczne mają zwykle wymiary 156 mm x 156 mm, połączone są szeregowo i zależnie od rodzaju jest ich w panelu PV zazwyczaj 60 lub 72. Ogniwa fotowoltaiczne wykonywane są w technologii monokrystalicznej, polikrystalicznej, amorficznej i cienkowarstwowej. Różnice między nimi wynikają z rodzaju materiału użytego do ich produkcji. Ogniwo krzemowe daje napięcie około 0,6 V, co po połączeniu ogniw w szereg daje około 36 V, a ponieważ każde ogniwo fotowoltaiczne oddaje około 9 A prądu, maksymalna moc z panelu PV wynosi około 300 W. Moc jest zależna od technologii wykonania ogniwa fotowoltaicznego. Pojawiają się już technologie i producenci zapowiadający wprowadzenie na rynek paneli PV o mocy 500 W lub 600 W i więcej. Na przykład, Canadian Solar zapowiada produkcję paneli PV o mocy 665 W, zbudowanych ze 132 monokrystalicznych ogniw PERC, o długości boku 210 mm, o wydajności sięgającej  \( 21,4\% \) [1]. Panele fotowoltaiczne wytwarzają prąd stały. Natężenie prądu na wyjściu z panelu zależy ściśle od nasłonecznienia. Natężenie prądu można zwiększyć poprzez równoległe połączenie paneli PV w systemie fotowoltaicznym. Napięcie otrzymywane z panelu PV w niewielkim stopniu zależy od poziomu nasłonecznienia, natomiast można go regulować poprzez szeregowe i równoległe łączenie ogniw fotowoltaicznych w panelu PV. Panele fotowoltaiczne mogą pracować przy napięciu 12 V lub 24 V w instalacji odizolowanej, natomiast, gdy są podłączone do sieci energetycznej przy napięciu 240 V lub więcej. Budowę panelu fotowoltaicznego można określić jako budowę "kanapkową", czyli taką, która składa się z nakładanych kolejno warstw materiałów i elementów. Produkcję panelu PV zaczyna się od warstwy wierzchniej, czyli od szkła; można powiedzieć, że panel PV składany jest od góry do dołu. Zatem cały proces opisany będzie od górnej warstwy panelu PV, a na jego warstwie dolnej kończąc. Od góry, czyli od strony słonecznej, przed uszkodzeniami mechanicznymi panel PV chroniony jest hartowaną szybą o grubości 3,2 mm lub 4 mm. Szyba ta zmniejsza też ilość odbitego promieniowania słonecznego, ograniczając straty energii, które powodują zmniejszenie uzyskanej przez panel PV mocy. W celu zmniejszenia odbicia światła pomocne jest wypolerowanie powierzchni szkła, pokrycie jej warstwą przeciwodblaskową lub zastosowanie teksturowania powierzchni. Z kolei ogniwa krzemowe ( Rys. 1 ) są pokryte warstwą antyrefleksyjną oraz bardzo cienką metalową siatką i wraz z przewodzącymi prąd szynami zbiorczymi (busbarami) są zabezpieczone folią EVA, tworzącą hermetyczną osłonę. Proces wytwarzania został przedstawiony w filmie "Solar cell manufacturing and solar panel production by suntech".

Na przedniej stronie konwencjonalnych ogniw fotowoltaicznych umieszczona jest elektroda ujemna, którą stanowią cienkie poziome ścieżki (fingers, palce). Palce na bieżąco zbierają ładunki wygenerowane na powierzchni ogniwa fotowoltaicznego, które następnie odbierane są przez szersze pionowe ścieżki, szyny zbiorcze, tzw. busbary. Elektroda dodatnia usytuowana jest na tylnej części ogniwa. Z busbarów prąd przepływa do miedzianej wstążki, która łączy elektrodę ujemną jednego ogniwa z elektrodą dodatnią drugiego. Wstążki umożliwiają więc transport generowanego foto prądu z obszaru jednego ogniwa fotowoltaicznego do następnych ogniw tworzących panel. Dziesięć lat temu wszystkie panele PV były budowane z ogniw fotowoltaicznych zawierających 2 busbary. Obecnie większość paneli fotowoltaicznych bazuje na konstrukcji ogniw fotowoltaicznych zawierających co najmniej 5 busbarów. Zwiększenie liczby busbarów wpływa na podniesienie wydajności ogniw fotowoltaicznych, a także na ich trwałość. Od dołu szczelność panelu PV zapewnia specjalna folia elektroizolacyjna, tzw. backsheet, która nadaje mu też odpowiedni kolor (najczęściej biały, czarny, lub transparentny). Do usztywnienia całej konstrukcji służy rama aluminiowa. Kolejnym elementem jest puszka przyłączeniowa, z której wychodzą dwa kable zakończone wtyczkami, łączące panele w szeregi. W tej puszce znajdują się też diody bocznikujące (bypassy) [2]. Diody bocznikujące są niezbędnym elementem panelu fotowoltaicznego, chroniącym oraz usprawniającym jego działanie. Ogniwa fotowoltaiczne połączone są ze sobą szeregowo w kierunku przewodzenia ( Rys. 2 ). Gdyby któreś ogniwo przestało przewodzić, cały panel PV byłby wyłączony z produkcji prądu, ale diody bocznikujące podłączone w kierunku zaporowym umożliwiają obejście niepracującego ogniwa fotowoltaicznego. Redukują też ryzyko uszkodzenia zacienionego ogniwa fotowoltaicznego – przez zacienione (liśćmi, śniegiem) ogniwo prąd przepływa w kierunku przeciwnym, co powoduje znaczące przegrzanie ogniwa fotowoltaicznego. Przy podłączeniu kilku paneli fotowoltaicznych szeregowo celem zwiększenia napięcia, prąd płynący w obwodzie będzie równy prądowi najsłabszego elementu układu. W przypadku zacieniania jednego z paneli fotowoltaicznych (np. przez komin czy okno wykusza), moc układu radykalnie zmniejszy się. Diody bypass wyłączając z łańcucha zacieniony panel PV, zredukują straty w całej instalacji. Prąd przepływa jak na Rys. 3. Niektóre puszki posiadają specjalny rozłącznik, który rozłączy szereg lub pojedynczy panel PV w razie awarii.

Na Rys. 4 pokazano przykładowe podłączenie trzech i dziesięciu diod bypass, które sprawia, że w trakcie zacienienia części panelu PV, ta część zostaje wyłączona z działania.

Włączenie diod bypass do panelu fotowoltaicznego powoduje podzielenie panelu na 3 części w przypadku włączenia trzech diod bypass i na 10 części w przypadku dziesięciu diod bypass. Taki podział pozwala na wykorzystanie każdej części osobno do produkcji energii elektrycznej niezależnie od stanu pozostałych elementów ogniwa fotowoltaicznego. W tablicach określających właściwości paneli fotowoltaicznej zwykle są podawane:

Właściwości te umożliwiają ocenę jakości ogniw fotowoltaicznych, które tworzą panel PV jak i sam panel. Panele PV dzielą się na trzy klasy A, B i C. Panele PV klasy A powinny mieć współczynnik wypełnienia FF powyżej 0,75. Trzeba także wziąć pod uwagę, że nasłonecznienie w Polsce zazwyczaj jest w granicach od 200  \( \frac{W}{m^{2}} \) do 600  \( \frac{W}{m^{2}} \) i uwzględnić to przy planowaniu elektrowni fotowoltaicznej.


7.2 Technologie paneli fotowoltaicznych

Panele fotowoltaiczne zbudowane są z ogniw. Zazwyczaj jest ich 60, lub 72, a czasem więcej, w zależności od mocy, jaką zamierza się uzyskać z pojedynczego panelu. Trzeba jasno powiedzieć, że wydajność komercyjnych ogniw fotowoltaicznych jest obecnie na poziomie  \( ~25\% \) i aby panel charakteryzował się większą mocą musi zajmować większą powierzchnię. Moc standardowego ogniwa (o wymiarach 156*156 mm*mm) wynosi około 5 Wp. Zatem, aby panel generował moc 800 Wp, musi składać się z 200 ogniw, co przekłada się na wielkość jego powierzchni. Standardowy panel montowany w popularnych instalacjach fotowoltaicznych ma wymiary 165 cm*100 cm. Czasem wymiary te różnią się nieznacznie, w zależności od producenta. Panel wykonany z krzemu monokrystalicznego o takich wymiarach charakteryzuje się mocą od 310 Wp do 340 Wp. W zależności od typu ogniwa, jakie zastosowano do budowy panelu, przyjmuje się jego nazwę, np. panel monokrystaliczny z oznaczeniem c-Si, panel polikrystaliczny – mc-Si, czy panel amorficzny – a-Si. Oprócz typowo krzemowych, produkowane są także panele cienkowarstwowe, w tym przypadku nazwy nadawane są w zależności od rodzaju warstwy aktywnej w ogniwie. I tak, np. panel fotowoltaiczny CIGS/CIS zbudowany jest z jednej strony z mieszaniny miedzi, indu, galu i selenu, a z drugiej z miedzi, indu i selenu (CIS). Wśród paneli fotowoltaicznych, ze względu na budowę ogniwa oraz całego panelu, można wyodrębnić grupy, takie jak np.: panele cienkowarstwowe, panele z kontaktami z tyłu, panele typu HIT, panele typu PERC, panele dwustronne, panele wykonane w technologii SmartWire. Oczywiście, w każdej grupie można określić dodatkowe rodzaje, które będą się wyróżniały jakimś elementem, np. ogniwa cienkowarstwowe połączone ze sobą w technologii SmartWire.

Wewnętrzna cienka warstwa oparta na krystalicznym krzemie typu n znajduje się pomiędzy dwoma cienkimi warstwami amorficznymi. Technologię paneli monokrystalicznych opracowała firma Sanyo. Zaletą tego typu paneli jest zamiana niskoenergetycznego promieniowania (podczerwień) na energię elektryczną, niski temperaturowy współczynnik spadku mocy, który jest na poziomie  \( 0,29\% \)/ \( _{}^{o}\textrm{C} \). Poza tym, obróbka wafla krzemowego odbywa się w niższej temperaturze, bo około 200 \( _{}^{o}\textrm{C} \). Panele produkowane są też w kształcie sześciokąta (plaster pszczeli), co powoduje lepsze wykorzystanie krystalicznego krzemu.

Typowe ogniwo fotowoltaiczne wykonane na bazie półprzewodnika Si typu p pokazuje Rys. 1. Na rysunku a) pokazano schematyczne ogniwo, na rysunku b) rzeczywiste ogniwo wykonane w technologii 2 busbarów, czyli 110 punktów wspólnych z palcami zbierającymi ładunki, a na rysunku c) panel fotowoltaiczny wykonany w technologii z 2 busbarami.

Obecnie można spotkać technologię z 2, 3, 5 busbarami, ale także i z 12 drutami pełniącymi rolę busbarów ( Rys. 2 ).

Panele wykonane w technologii busbarów z 12 drutami są nadal lutowane punktowo w temperaturze 250 \( _{}^{o}\textrm{C} \), co powoduje naprężenia w ogniwie. W podobny sposób produkowane są panele z krzemu polikrystalicznego lub amorficznego.

Technologia 'all back contact' z obiema elektrodami z tyłu mają stosunkowo wysoką sprawność do  \( 24\% \). Przednia część panelu jest jednorodna, nie widać na niej żadnych elektrod. Umiejscowienie elektrod z tyłu przyczynia się do większej odporności na korozję połączeń elektrycznych. Wadą tego rozwiązania jest tzw. efekt degradacji PID, czyli degradacja związana z występowaniem wysokich napięć (~600V) pomiędzy ramą panelu, a półprzewodnikiem. Powoduje to przepływ ładunków do ziemi i spadek mocy panelu. Z tego względu konieczne jest uziemienie bieguna dodatniego i odpowiedni dobór falownika, aby dostosować go do zaistniałego problemu.

Polega ona na zastąpieniu klasycznego lutowania przez laminację folią, zawierającą 18 do 32 mikroprzewodów, które tworzą z palcami zbierającymi ładunki 990 do 1760 punktów kontaktowych. Pozwala to na zmniejszenie temperatury, w której wytwarzany jest panel fotowoltaiczny do 150 \( _{}^{o}\textrm{C} \) na całej powierzchni, a nie punktowo, jak w przypadku lutowania w 250 \( _{}^{o}\textrm{C} \). Folia z przewodami jest zakładana z przodu i tyłu panelu. Umożliwia to producentom zaoszczędzenie pasty srebrnej i materiału lutowniczego. Tak duża ilość punktów kontaktowych pozwala pracować ogniwu nawet przy mikropęknięciach.

Ogniwo fotowoltaiczne w panelu gontowym [1] jest cięte na 3 do 6 pasków, które następnie montowane są w ciągi, łączące przód każdego paska z tyłem następnego za pomocą odpowiedniego kleju przewodzącego elektrycznie (ECA), który może być drukowany lub dozowany na powierzchni paska. Poszczególne ogniwa montowane są "na zakładkę”, czyli każdy, cienki pasek lekko zachodzi na kolejny, a ich łączenia ukryte są pod pojedynczymi "busbarami” ( Rys. 3 ) [2]. Aby otrzymać wymagany układ panelu, trzeba podzielić ogniwo na odpowiednią liczbę części. Zazwyczaj montowane są ciągi pasków o długości do 2 m, co odpowiada dłuższej stronie tradycyjnego panelu z 72-ogniwami. Ciągi pasków są następnie łączone ze sobą przez wstążki przewodzące, montowane według tradycyjnej procedury produkcji panelu fotowoltaicznego.

Taka konstrukcja umożliwia optymalne wykorzystanie powierzchni całego panelu, co zwiększa jego obszar aktywny, a tym samym pozwala na uzyskanie wyższej wydajności z 1  \( m^{2} \) powierzchni nawet o  \( 15\% \).

Podsumowując, w panelach wykonanych w technologii Shinegled powierzchnia panelu jest lepiej wykorzystana, są mniejsze straty omowe oraz zwiększona niezawodność. Mniejsze straty omowe to także niższa temperatura pracy ogniwa.


7.3 Panele fotowoltaiczne wykonane technologią typu PERC

Technologia typu PERC (ang. Passivated Emitter and Rear Cell) jest technologią pasywacji emitera i tylnej części ogniwa. Określa ona konstrukcję ogniwa fotowoltaicznego różniącego się od budowy standardowego ogniwa. Różnica polega na dołożeniu dodatkowej warstwy pasywującej od tyłu ogniwa. Warstwa ta odbija promienie słoneczne, nie zaabsorbowane przez warstwę, z powrotem do ogniwa fotowoltaicznego, zwiększając prawdopodobieństwo absorpcji tych promieni a przez to i produkcję energii elektrycznej. Jest to spowodowane niskim współczynnikiem ekstynkcji dla długości fal w obszarze podczerwieni (powyżej 800 nm). Ogniwo fotowoltaiczne wykonane w technologii PERC po raz pierwszy zostało zademonstrowane na Uniwersytecie Nowej Południowej Walii (UNSW) w Australii w 1983 r. [1]. Technologia ta osiągnęła wydajność  \( 25\% \).

Tak wysoka wydajność ogniw typu PERC jest dobrą podstawą budowania paneli fotowoltaicznych. Ogniwa PERC mają dobre rezultaty w pochmurne dni, tak porankiem jak i wieczorem. Powyżej długości fali  \( \lambda =1180 nm  \) ogniwo oparte na krzemie nie absorbuje. Ponieważ warstwa pasywacji odbija światło z powrotem do ogniwa, zmniejszając poziom absorpcji przez warstwę tylną, zmniejsza to też nagrzewanie panelu. To zmniejszenie absorpcji pomaga panelowi pracować w niższych temperaturach i pozytywnie wpływa na jego wydajność energetyczną.

Technologia PERC zwiększa czułość paneli dla długości fal w podczerwieni [2]. Poniżej pokazano parametry panelu fotowoltaicznego opartego na monokrystalicznym krzemie typu PERC przez jednego z producentów. Prezentowane przez firmę panele fotowoltaiczne to ogniwo z 12 busbarami ( Rys. 2 ) oraz panel z 60 ogniwam i panel z ogniwami połówkowymi, gdzie każde ogniwo jest połączone z następnym przez 12 busbarów.

Zob. przykład karty katalogowej panelu fotowoltaicznego wykonanego w technologii PERC z ogniwami połówkowymi.


7.4  Panele wykonane z ogniw połówkowych

Fotowoltaiczne panele połówkowe to nowa technologia wykorzystywana już w produkcji seryjnej. Ogniwo połówkowe o rozmiarze 156x78  \( mm^{2} \) powstaje poprzez podzielenie tradycyjnego ogniwa 156x156  \( mm^{2} \) na pół. Panel połówkowy zbudowany jest z dwukrotnie większej liczby ogniw połówkowych łączonych w łańcuchy, które są połączone równolegle. Podział ogniwa na pół powoduje zmniejszenie o połowę prądu produkowanego przez pojedyncze ogniwo, przy zachowaniu tego samego napięcia. Zmniejsza też straty na rezystancji wewnątrz ogniwa, a tym samym nie podnosi temperatury pracy ogniwa. Zwiększa to nieznacznie moc generowaną przez panel. W panelu jest 120 ogniw połówkowych, które połączone są 3 diodami bocznikującymi bypass, dzieląc panel na 6 części po 20 ogniw, pracujących oddzielnie ( Rys. 1 ). W panelach standardowych z 60 ogniwami również zamontowane są 3 diody bypass, które też obejmują po 20 ogniw ( Rys. 1 ), ale dzielą one taki panel na 3 części. Diody bocznikujące, bypassy, są połączone w kierunku zaporowym i w sytuacji, gdy dane ogniwo/a nie pracuje (np. z powodu zacienienia) umożliwia przepływ prądu z ominięciem niepracującego ogniwa/ogniw. Oznacza to, że gdy w panelu standardowym zostaje zacienione jedno ogniwo dioda bypass wyłączy 1/3 panelu, natomiast w panelu z ogniwami połówkowymi zostanie wyłączone tylko 1/6 panelu, co z oczywistego powodu przekłada się pozytywnie na moc wyprodukowaną przez panel.

Pracę panelu przy wyłączeniu jednego ogniwa w panelu standardowym i połówkowym pokazano na Rys. 2.

Jak widać na Rys. 2, ilość produkowanej energii przez panele z ogniwami połówkowymi w niesprzyjających warunkach zacienienia jest wyższa. Straty zostały zminimalizowane o  \( 50\% \). Jeszcze większa różnica wystąpi w przypadku zacienienia połowy panelu. Taka sytuacja w naszych warunkach może się zdarzyć, np. z powodu śniegu, na instalacjach dachowych czy naziemnych ustawionych pod kątem. Panel standardowy zostanie wówczas całkowicie wyłączony z produkcji energii elektrycznej, zaś panel z ogniwami połówkowymi będzie pracował z wydajnością  \( 50\% \) mocy [1].

Każda litera oznacza część panala składająca się z 20 półogniw. Są one połączone ze sobą szeregowo i równolegle i dodatkowo przez diody bypass. Pozwala to pracować panelowi wydajnie. Panel fotowoltaiczny zbudowany z ogniw połówkowych charakteryzuje się mniejszymi stratami mocy, w porównaniu z panelem standardowym. Moc stracona na oporniku wewnętrznym jednego ogniwa wynosi

a pomnożona przez 60 ogniw w standardowym panelu wynosi

Straty na ogniwie w panelu połówkowym równają się

co pomnożone przez 120 ogniw daje  \( 15\cdot R\cdot I^{2}  \), czyli są one 4 razy mniejsze. Powoduje to w konsekwencji niższą temperaturę pracy panelu i jego większą wydajność [2].


7.5 Panele fotowoltaiczne dwustronnie aktywne

Panele fotowoltaiczne dwustronnie aktywne to takie, których ogniwa absorbują światło z obu stron, tzn. z przodu i z tyłu (wykonane w technologii bifacial). Panele dwustronne posiadają dwie strony aktywne i z obu stron pokryte są szkłem hartowanym lub przeźroczystą folią. W tej technologii więcej fotonów dociera do panelu, więc produkowana energia jest większa od uzyskiwanej z paneli tradycyjnych, jednostronnych, nawet o  \( 30\% \).

Ogniwa używane w panelach dwustronnych mają przeważnie struktury:

Promienie słoneczne odbijają się od różnych podłoży w różnym procencie, w zależności od rodzaju podłoża. Dla efektywności paneli dwustronnych kluczowy jest tzw. współczynnik albedo, który pokazuje zdolność odbijania światła od danej powierzchni. Im powierzchnia jest jaśniejsza, tym więcej światła może odbić, co skutkuje uzyskaniem większej energii z tylnej powierzchni panelu. W przypadku powierzchni bardzo jasnych współczynnik albedo może być bliski nawet  \( 80\% \).

Największym współczynnikiem albedo charakteryzuje się biała membrana dachowa i śnieg. Uzyskanie dodatkowej energii z tylnej powierzchni panelu dwustronnego zależy więc od podłoża, jego wysokiego współczynnika albedo, a ponadto od kąta nachylenia panelu i wysokości umiejscowienia nad powierzchnią odbijającą. Wytrzymałość na obciążenie i działanie związków chemicznych w przypadku paneli dwustronnych typu szyba–ogniwa–szyba jest większa od paneli jednostronnych. Podwójna szyba ma większą wytrzymałość mechaniczną, a i odporność szyby na działanie związków chemicznych jest większa niż dla folii EVA. Cena takiego panelu także jest wyższa. Produkuje się też panele, które mają rozsunięte ogniwa, dając możliwość specjalnych zastosowań. Podwójna szyba zapewnia ogniwom stabilność, co daje możliwość zastosowania tego typu konstrukcji do zadaszania tarasów, wiat czy wstawiania do dużych połaci pokrytych szybą, a wymagających zaciemnienia. W ten sposób panel dwustronny może pełnić rolę nie tylko producenta energii, ale także być wykorzystywany do realizacji innych celów użytkowych i estetycznych.

Polski producent Hanplast Energy rozpoczyna produkcję ogniw fotowoltaicznych w technologii HPERC. Opracowane ogniwo stanowi pośrednie rozwiązanie pomiędzy ogniwami wykonanymi w technologii PERC i HIT. Technologia ta ma bazować na ogniwach monokrystalicznych HJT typu n. Zastosowano łączenie ogniw w technologii SmartWire Connection Technology (SWCT). Producent deklaruje sprawność panelu w zakresie  \( 23-24\% \), czyli do  \( 10\% \) wyższą wydajność niż dla konwencjonalnych paneli,  \( 87,25\% \) początkowej mocy panelu po 25 latach pracy, większy uzysk energii nawet do  \( 30\% \). Wszystko to dzięki zastosowaniu technologii ogniw dwustronnych ( Rys. 3 ) [1], [2], [3].


7.6 Systemy solarno-termalne

Ogniwami hybrydowymi (kolektorami hybrydowymi, ang. Photovoltaic Thermal, PVT) nazywa się również układy w których zastosowano połączenie panelu słonecznego i kolektora [1]. Kolektory słoneczne przetwarzają energię promieniowania słonecznego na energię cieplną, panele zaś energię promieniowania słonecznego na energię elektryczną. W związku z powyższym kolektory mogą podgrzewać wodę użytkową oraz wspomagać pracę centralnego ogrzewania. Energię wytworzoną przez panele można również wykorzystać na różne sposoby. Jak zostało opisane w poprzednich rozdziałach wydajność ogniw fotowoltaicznych na bazie krzemu zmniejsza się wraz ze wzrostem temperatury. Tempo tego wzrostu opisuje współczynnik temperaturowy1. Przykładowy układ został przedstawiony na Rys. 1 [2].

Dużą zaletą jest posiadanie jednej, zamiast dwóch osobnych, instalacji. Takie rozwiązanie pozwala na zaoszczędzenie miejsca, w przypadku ograniczonej przestrzeni przewidzianej na realizację instalacji. Przykładową realizacją jest panel ISIEtherm [3], który według producentów ma zapewnić wzrost elektrycznego zysku (uzyskanego z energii słonecznej) o co najmniej  \( 10\% \) rocznie względem układów bez koncentratorów. Może on być wykorzystany do instalacji w basenach kąpielowych, obiektach hotelowych i jako pompy cieplne.


8.1 Pomiar parametrów ogniwa

Pomiar parametrów elektrycznych pojedynczego ogniwa odbywa się przy użyciu urządzenia zwanego symulatorem słońca. Symulator słońca/ sztuczne słońce (ang. solar simulator / artificial sun simulator) jest urządzeniem laboratoryjnym, które wytwarza oświetlenie zbliżone do naturalnego światła słonecznego. Zadaniem symulatora słonecznego jest zapewnienie w warunkach laboratoryjnych kontrolowanego stanowiska badawczego, służącego do badania ogniw słonecznych. Symulator słoneczny wyznacza charakterystykę prądowo-napięciową, a oprogramowanie z nim zintegrowane wyznacza parametry ogniwa. W wybranych modelach możliwa jest zmiana temperatury lub symulacja zjawisk pogodowych [1]. Pomiar charakterystyki prądowo-napięciowej wykonywany jest w standardowych warunkach testowych (ang. Standard Test Conditions, STC): natężenie promieniowania 1000   \( \frac{W}{m^{2}} \), widmo słoneczne AM 1.5, temperatura ogniwa powinna wynosić 25°C.

Alternatywnymi warunkami testowymi rzadziej stosowanymi do pomiarów są tzw. warunki nominalnej temperatury pracy modułu fotowoltaicznego (ang. Normal Operating Cell Temperature – NOCT). Według NOTC ogniwo jest oświetlane promieniowaniem słonecznym o natężeniu 800  \( \frac{W}{m^{2}} \), w temperaturze 20 \( _{}^{o}\textrm{C} \) i prędkości wiatru równej 1 m/s. Wydajności otrzymywane w pomiarach wykonanych w warunkach NOTC są niższe o około  \( 30\% \), za to zbliżone do wydajności rzeczywistych [2]. Symulatory słoneczne muszą spełniać normy widma słonecznego określone przez Międzynarodową Komisję Elektrotechniczną (IEC). Widmo spektralne światła wychodzącego ze źródła w symulatorze słonecznym jest kontrolowane zazwyczaj przy użyciu filtrów. Sprawdzana jest też jego stabilność czasowa oraz jednorodność przestrzenna. Żywotność lampy w zależności od zastosowania wynosi 1000-5000 godzin. W zależności od stopnia wypełnienia warunków normatywnych przypisana jest każdemu urządzeniu odpowiednia klasa. Parametry symulatora słonecznego określa się w trzech kategoriach: dopasowanie widmowe, nierównomierność przestrzenna i niestabilność czasowa. Każda z kategorii szergowana jest w trzech klasach A, B, C [3]. Klasa AAA, zgodnie z normami IEC 60904-9, ASTM E927 i JIS C8912, jest symbolem wypełnienia trzech różnych parametrów normy, czyli Class A Spectral Match (dopasowanie widma do widma AM1.5 powinno się mieścić w zakresie 0,75–1,25, jako 1,00 rozumiemy widmo dopasowane idealnie), Class A Spatial Uniformity (dopuszczalna niejednorodność wynosi mniej niż  \( 2\% \) dla ogniw o średnicy do 20 cm, a  \( 3\% \) dla ogniw większych) i Class A Temporal Stability (niestabilność musi być mniejsza niż  \( 2\% \)). Wypełnienie warunków normatywnych pozwala na wykonywanie testów z najwyższą precyzją. Badania wykonane takim urządzeniem stanowią podstawę oceny technicznej ogniwa. Ogniwa fotowltaiczne wchodzące na rynek powinny być przebadane i posiadać dokument certyfikacji.

Akademia Górniczo-Hutnicza posiada symulator światła słonecznego. Jest to urządzenie I-V Curve Tracer For Solar Cells Qualification (Klasa AAA, standard IEC 60891). Zbudowane jest ono z lampy, zasilacza, układu sterującego i pomiarowego, komputera z oprogramowaniem, stolika pomiarowego, kontrolera temperatury ( Rys. 1 ).

Widok ogólny stanowiska przedstawiono na Rys. 2 [4]. W urządzeniu wykonywany jest pomiar tzw. metodą czteropunktową (ang. four probes Kelvin technique) 1 – stąd obecność elektrod tzw. napięciowych i prądowych.

Urządzenie może mierzyć ogniwa słoneczne o maksymalnej wielkości 20cm x 20cm. Najważniejszą częścią zestawu pomiarowego jest zespół lamp z filtrem dający widmo podobne do AM1.5 oświetlające marmurowy stolik pomiarowy z zestawem elektrod ( Rys. 3 ). Zespół elektrod z mierzonym ogniwem fotowoltaicznym jest przedstawiony na Rys. 3b. Urządzenie posiada możliwość badania zależności wydajności ogniw od temperatury. Przed dokonaniem pomiarów symulator powinien być skalibrowany, odpowiednio dla ogniw monokrzemowych i polikrzemowych. Kalibrowane jest natężenie prądu zwarcia.

Urządzenie jest sterowane przy pomocy oprogramowania komputerowego Solar Cell Tester. Program służy do rejestracji i opracowania charakterystyk prądowo-napięciowych. Ekran główny programu (pulpit operatora ( Rys. 4 ) ) przedstawia charakterystykę prądowo-napięciową (czerwone kropki), zależność mocy ogniwa od zmierzonego na nim napięcia (niebieska linia). Na ekranie głównym wyświetlane są min. zmierzone parametry ogniwa i warunki pomiaru. Z poziomu ekranu głównego można wprowadzić informacje na temat badanego ogniwa, przeprowadzana jest kalibracja oraz eksport otrzymanych wyników.

Film prezentuje kompaktowy symulator firmy ISOSun Solar Simulator.


8.2 Symulacja zmian parametrów ogniwa w programie PC1D

Wpływ czynników na charakterystyki i parametry ogniw fotowoltaicznych można badać doświadczalnie. Przy projektowaniu ogniw użytecznym i tanim narzędziem są symulacje komputerowe. Przykładowym programem, w którym można przeprowadzić symulacje charakterystyk prądowo-napięciowych dla ogniw fotowoltaicznych jest PC1D. PC1D jest prostym programem udostępnianym bezpłatnie przez Uniwersytet Nowej Południowej Walii (Sydney). Program rozwiązuje sprzężone równania nieliniowe dla quasi-jednorodnego transportu elektronów i dziur urządzeniach półprzewodnikowych. W  przedstawionych poniżej symulacjach została użyta wersja 5.9 programu. PC1D zawiera pliki biblioteczne o parametrach krystalicznych półprzewodników stosowanych w technologii fotowoltaicznej, takich jak krzem, german, arsenek galu, fosforyt indu itd. (zob. Rys. 1, Rys. 2 ) [1], [2].

Symulacja została wykonana dla ogniw o powierzchni  \( 100cm^{2} \) i grubości  \( 300\mu m \). Właściwości (widmo absorpcyjne, współczynnik odbicia, przerwa energetyczna, ruchliwość ładunków itd.) zostały zaimportowane z biblioteki materiałów programu. Symulacja zakłada oświetlenie ogniwa widmem AM1.5, o natężeniu światła 0,1  \( \frac{W}{cm^{2}} \), w temperaturze 300 K.

Parametry ogniwa zostały zebrane i przedstawione na Rys. 4.

Następnie, aby określić sam wpływ temperatury na wydajność ogniwa krzemowego przeprowadzono symulację dla zakresu temperatury -30  \( _{}^{o}\textrm{C} \) do 50  \( _{}^{o}\textrm{C} \). Jak pokazano na Rys. 5 wydajność maleje linowo wraz ze wzrostem temperatury. W programie temperaturę można określić w Kelwinach lub stopniach Celsjusza. Algorytm programu uwzględnia wpływ temperatury na ruchliwość nośników, rekombinację powierzchniową i objętościową.

Otrzymana z symulacji malejąca zależność liniowa wydajności ogniwa od temperatury jest zgodna z wynikami badań przeprowadzanymi na rzeczywistych ogniwach fotowoltaicznych (zob. rozdział: 8.3 Zmiany parametrów ogniwa z temperaturą ).


8.3 Zmiany parametrów ogniwa z temperaturą

Ogniwa i panele fotowoltaiczne pracują w zmieniających się warunkach atmosferycznych. Warunki te wpływają na parametry ogniw. Czynnikiem, mającym istotny wpływ na zmianę parametrów ogniwa, jest jego temperatura.

Zmiany natężenia padającego światła i zmiana temperatury otoczenia oddziałują na temperaturę ogniw, wpływ ma również wilgotność oraz prędkość wiatru. Wiatr stanowi naturalny czynnik chłodzący. Na lepsze chłodzenie (wentylacje) może wpłynąć montaż paneli (umieszczenie paneli na stelażach zwiększa cyrkulację powietrza). W Polsce zakres rozważanych temperatur, w których pracują ogniwa fotowoltaiczne to przedział od -20 \( _{}^{o}\textrm{C} \)  do 70 \( _{}^{o}\textrm{C} \) (standardowe panele fotowoltaiczne pracują w zakresie temperatur od -40 \( _{}^{o}\textrm{C} \) do +85 \( _{}^{o}\textrm{C} \)).

Większe natężenie światła to większa ilość zaabsorbowanej energii, więc zwiększenie natężenia światła wpływa pozytywnie na wydajność ogniw. W przypadku powszechnie stosowanych ogniw krzemowych wraz ze wzrostem temperatury następuje zmniejszenie wydajności ogniwa.

Wraz z temperaturą zmieniają się parametry materiałowe:

Współczynnik absorpcji krzemu [1] i przerwa energetyczna [2] maleją wraz z temperaturą. Koncentracja nośników wzrasta ze wzrostem temperatury [3]. Ruchliwość nośników w półprzewodnikach zależy wykładniczo od temperatury. W niskich temperaturach temperaturowa zależność ruchliwości jest zależnością ( 1 ). We wzorze jako  \( \mu  \) oznaczono ruchliwość nośników, a jako  \( T \) temperaturę bezwzględną.

Dla wysokich temperatur ruchliwość opisana jest zależnością ( 2 ).

Wzrost temperatury związany jest też ze zmniejszeniem zdolności do rozseparowania dziur i elektronów oraz zwiększeniem rozpraszania nośników ładunku na drganiach sieci krystalicznej. Zmiany te powodują zmniejszenie napięcia złącza p-n i zmiany w ruchliwości nośników ładunków. W konsekwencji wraz ze wzrostem temperatury rośnie prąd zwarcia. W przypadku wzrostu temperatury z  \( 25_{}^{o}\textrm{C} \) do  \( 60_{}^{o}\textrm{C} \) zmiana napięcia obwodu otwartego wyniesie  \( 1,2\% \), natężenia mocy wyjściowej o  \( 1,3\% \), a współczynnika wypełnienia o  \( 1,0\% \) [4].

W przypadku komercyjnego panelu fotowoltaicznego o podatności na zmiany temperatury informują parametry podawane na karcie katalogowej każdego ogniwa tzw. współczynniki temperaturowe. Współczynnik temperaturowy (ang. temperature coefficient) podawany jest dla mocy maksymalnej, napięcia obwodu otwartego i prądu zwarcia panelu. Panel powinien wykazywać temperaturę ogniw podczas pracy w warunkach NOTC (ang. Normal Operating Cell Temperature) równą co najwyżej  \( 45_{}^{o}\textrm{C} \) (im mniejsza wartość tym wyższej jakości jest panel).

Na Rys. 1 zestawiono parametry temperaturowe dla czterech komercyjnie dostępnych paneli fotowoltaicznych: I - moduł monokrystaliczny BEM 355W White (Seria extreme plus) 66 ogniw (firma: Brukbet), II - moduł dwustronnie aktywny z ogniwami typu PERT, BEM 335W, III -  Opti seria Nivo Extreme (firma: BrukBet), III - moduł polikrystaliczny serii SV60P o mocy 280Wp (firma: Selfa), IV- moduł monokrystaliczny serii SV60M o mocy do 315Wp (firma: Selfa).

Zmiany wydajności w funkcji temperatury dla powyższych paneli fotowoltaicznych przedstawiono na wykresie ( Rys. 2 ).

Jak można odczytać z wykresu Rys. 2, w temperaturze 60 stopni wydajność spada o  \( 1,5\% \) względem wartości w 40 stopniach Celsjusza. Ciągła praca paneli fotowoltaicznych w wysokich temperaturach niesie za sobą również ryzyko skrócenia ich żywotności. Ochrona i dłuższa żywotność może być zapewniana poprzez użycie dodatkowych warstw ochronnych (np. wzmocnionej foli elektroizolacyjnej lub dodatkowej tafli szklanej) oraz poprzez zapewnienie dobrej wentylacji.


8.4 Pomiar parametrów panelu

Moc jaką można uzyskać z panelu fotowoltaicznego uzależniona jest od warunków w jakich panel pracuje i zależy przede wszystkim od natężenia promieniowania słonecznego oraz temperatury. Ponieważ porównywanie paneli pracujących w różnych warunkach nie jest miarodajne, wprowadzono 2 standardy ustalające w jakich warunkach należy przeprowadzać pomiary:

W momencie projektowania systemu fotowoltaicznego należy korzystać z parametrów wyznaczonych w warunkach STC, natomiast warunki NOCT dają lepsze pojęcie o tym, jak będzie zachowywał się panel w rzeczywistych warunkach pracy w naszym klimacie. Pomiary paneli fotowoltaicznych przeprowadzane są w specjalistycznych komorach pomiarowych. Komory te charakteryzują się kontrolowanymi parametrami:

Na Rys. 1 przedstawiono komorę do symulacji środowiska [2]. Spełnia ona wymienione powyżej warunki, za jej pomocą można przeprowadzić test STC oraz NOCT. Wielkość wnętrza 2m*3mi wysokość 2m. Ekran dotykowy pozwala na wprowadzenie parametrów warunków pomiaru panelu fotowoltaicznego: takich jak temperatura, wilgotność i natężenie oświetlenia. Na górze komory wyświetlany jest status komory pomiarowej. Elementy sterowania, wskaźniki, wyprowadzenia czujników pokazano na Rys. 2.

Lampy MHG są zabezpieczone szklanymi pokrywami, które są podgrzewane celem ochronienia przed zaparowaniem. Czujniki temperatury i wilgotności służą do sterowania warunków w komorze pomiarowej. Otwory nawiewów wentylatorów wprowadzają przygotowane powietrze do wnętrza komory celem utrzymania zadanych warunków środowiska. Z tyłu komory znajdują nawilżacz i grzałka powietrza oraz parownik układu chłodniczego. Na rysunku widać także przepusty do przeprowadzenia przewodów pomiarowych oraz stolik pomiarowy. Każdy panel fotowoltaiczny posiada tabliczkę znamionową, na której pokazane są charakterystyczne parametry panelu Rys. 3.

Celem ich wyznaczenia przeprowadza się badania charakterystyki prądowo-napięciowej. Pomiary przeprowadzane są za pomocą specjalistycznej aparatury, której schemat przedstawiono na Rys. 4 [2].

Panel fotowoltaiczny umieszcza się w komorze umożliwiającej utrzymanie stałej temperatury i natężenia promieniowania. Następnie podpina się go do źródła napięcia sterującego i dokonuje pomiaru napięcia oraz prądu przepływającego przez panel PV. Całość jest sterowana przez komputer służący do rejestracji wyników pomiarowych i warunków środowiskowych. Poniżej pokazano typową zależność prądu od napięcia dla panelu fotowoltaicznego oraz charakterystyczne parametry elektryczne, opisujące panel fotowoltaiczny ( Rys. 5 ).

Parametry ogniwa fotowoltaicznego, jakie uzyskano w określonej temperaturze pracy i określonym natężeniu promieniowania słonecznego to:  \( I_{sc} \) – prąd zwarcia, czyli maksymalny prąd, jaki może wygenerować panel fotowoltaiczny,  \( I_{pm} \) – prąd, przy którym można pobrać maksymalną moc z ogniwa fotowoltaicznego,  \( V_{oc} \) – napięcie obwodu otwartego, czyli maksymalne napięcie, jakie można uzyskać z panelu fotowoltaicznego,  \( V_{pm} \) – napięcie, przy którym można pobrać maksymalną moc z ogniwa fotowoltaicznego. Na podstawie danych do wykresu i wyznaczonych, podanych powyżej, wielkości oblicza się maksymalną moc, wydajność, temperaturowy wskaźnik mocy, temperaturowy wskaźnik napięcia Voc, temperaturowy wskaźnik prądu Isc. Przykładowe parametry elektryczne w standardowych warunkach STC dla panelu BS-330=6MHB5-EL z karty katalogowej Bauer Solartechnik GmbH:


9.1 Systemy fotowoltaiczne wyspowe typu "off-grid"

System fotowoltaiczny to elektrownia słoneczna, umożliwiającą przemianę energii słonecznej w energię elektryczną z wykorzystaniem paneli fotowoltaicznych. Podstawowy podział instalacji fotowoltaicznych opiera się na ich mocach. Wyróżnia się następujące typy instalacji odnawialnych źródeł energii [1]:

Mikroinstalacja to instalacja odnawialnego źródła energii o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej (określonej przez producenta mocy znamionowej sprzętu, dzięki któremu następuje produkcja energii elektrycznej), nie większej niż 50 kW, przyłączonej do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV. Największą dynamikę wzrostu mocy zainstalowanej uzyskano w przypadku mikroinstalacji. Natomiast pod pojęciem małej instalacji rozumie się instalację o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej większej niż 50 kW i mniejszej niż 500 kW, przyłączoną do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV. Największą instalacją fotowoltaiczną są farmy fotowoltaiczne o mocy większej niż 500 kW, których moc może sięgać nawet rzędu kilkuset MW. W przypadku instalacji o mocy pomiędzy 500 kW, a 1 MW mówimy o średniej instalacji, natomiast powyżej 1 MW o dużej instalacji. Systemy fotowoltaiczne dzielimy na dwie grupy ze względu na sposób współpracy z siecią:

Innym kryterium podziału rodzajów instalacji fotowoltaicznej jest możliwość śledzenia ruchu Słońca przez system PV. Pod tym względem można wyróżnić:

W oparciu o metodę instalacji systemów fotowoltaicznych w budynku, systemy PV mogą zostać podzielone na dwa typy [4]: systemy fotowoltaiczne doinstalowane do budynku (BAPV), w których moduły PV nie mają bezpośredniego wpływu na konstrukcje budynków i są bezpośrednio mocowane do budynków za pomocą konstrukcji wsporczej [5], fotowoltaiczne systemy zintegrowane z budynkiem (BIPV), w których moduły PV są scalone ze strukturą budynku [6].

Instalacje fotowoltaiczne wyspowe typu off-grid działa poza publiczną siecią elektroenergetyczną. System tego typu składa się z paneli fotowoltaicznych, inwertera, regulatora ładowania oraz zasobników energii. Schemat blokowy instalacji fotowoltaicznej wyspowej przedstawia Rys. 1.

W tym typie instalacji wyprodukowana energia elektryczna w postaci prądu stałego jest zamieniana przez inwerter na prąd przemienny. W przypadku wyprodukowania nadwyżki energii jest ona magazynowana w tzw. zasobnikach energii w celu późniejszego wykorzystania. W instalacjach domowych najczęściej wykorzystywanymi zasobnikami energii elektrycznej są akumulatory. Systemy fotowoltaiczne wyspowe typu off-grid podzielone są na:

Instalacje off-gridowe znajdują zastosowanie przede wszystkim w miejscach, dla których koszty podłączenia do sieci elektrycznej są zbyt duże lub ich podłączenie z jakichś powodów jest niemożliwe [7]. Przykładami tego typu miejsc mogą być np.: domy letniskowe, statki, jachty i samochody. Systemy fotowoltaiczne typu off-grid znajdują również zastosowanie w zasilaniu prądem ulicznych lamp, znaków drogowych oraz urządzeń przenośnych. Przykłady instalacji fotowoltaicznej pracującej w trybie off-grid został przedstawiony na Rys. 2, Rys. 3 oraz Rys. 4.


9.2 Systemy fotowoltaiczne sieciowe typu "on-grid"

Instalacja fotowoltaiczna przyłączona do sieci elektroenergetycznej typu on-grid stanowi największy odsetek wśród instalacji fotowoltaicznych. System tego typu składa się z paneli fotowoltaicznych, inwertera oraz układu przyłączeniowego do sieci. Schemat blokowy instalacji fotowoltaicznej typu on-grid przyłączonej do sieci 230 V został przedstawiony na Rys. 1, natomiast farmy fotowoltaicznej na Rys. 2.

Rozliczenie z zakładem energetycznym odbywa się na zasadzie bilansu pod koniec okresu rozliczeniowego, czyli do 365 dni od chwili wprowadzenia energii do sieci [1]. W przypadku instalacji o mocy do 10 kWh możliwe jest odebranie z sieci  \( 80\% \) wygenerowanej energii, natomiast dla instalacji o mocy powyżej 10 kWh  \( 70\% \). Z tego względu instalacja typu on-grid wymaga zainstalowania licznika dwukierunkowego, którego zadaniem jest odpowiednio mierzenie ilości energii pobranej z sieci i oddanej do niej.


9.3 Instalacje gruntowe

Największe systemy stacjonarne instalowane są na gruncie. W przypadku budowy farm fotowoltaicznych o mocy zainstalowanej rzędu kilkuset MW powierzchnia, którą zajmuje instalacja jest rzędu kilkuset hektarów. Jedną z największych farm w Polsce jest instalacja fotowoltaiczna o mocy 2 MW w Sokołowie Małopolskim, zajmująca powierzchnię 4 hektarów, którą przedstawiono na Rys. 1. Instalacja została zbudowana na konstrukcji stalowej RS-12 firmy RECA SOLAR oraz w oparciu o technologię modułów dwustronnych tzw. bifacial. Farma złożona jest z 5970 sztuk modułów. Generalnym wykonawcą farmy jest firma Great Solar sp. z o.o. Budowa farmy została zakończona w 2020 r.

Największą farmą fotowoltaiczną w Europie jest Núñez de Balboa o mocy 500 MW, która jest położona w gminie Usagre, w regionie Estremadura w Hiszpanii. Farma położona jest na obszarze blisko 1000 hektarów i składa się z 1,43 mln paneli i 115 falowników (dane z 2020 r.) [1]. Drugą pod względem wielkości farmą fotowoltaiczną w Europie jest Cestas Solar Park we Francji o mocy 300 MW. Instalacja zajmuje 250 hektarów i składa się z około miliona paneli. Farmę z lotu ptaka przedstawiono na Rys. 2. Na filmie "Construction of PV power plant in Cestas" przedstawiono budowę farmy Cestas Solar Par, natomiast na filmie "Krinner Solarpark Cestas" widok ukończonej budowy.

Znalezienie dużych terenów nieużytków w Europie jest trudne w porównaniu do azjatyckich obszarów pustynnych i podgórskich. Jedną z największych na świecie farm fotowoltaicznych zainstalowaną na gruncie jest Tengger Desert Solar Park o mocy 1,547 GW (łączna moc zainstalowana w Polsce do maja 2020 r. wynosi 1,95 GW [2]). Farma znajduje się w Zhongwei w Chinach i zajmuje powierzchnię 4300 hektarów. Inną dużą farmą fotowoltaiczną na świecie jest Longyangxia Dam Solar Park w Chinach. Składa się z ponad 4 milionów paneli, a jej moc zainstalowana to 850 MW [3].

Oprócz dużych farm fotowoltaicznych instalowane są systemy o mocach od kilku do kilkuset kW. Instalację tego typu przedstawiono na Rys. 2.


9.4  Instalacje pływające

Pływające systemy fotowoltaiczne FPV (ang. floating fotovoltaics systems) to rodzaj instalacji montowanych na powierzchni zbiorników wodnych. Zastosowanie systemów FPV umożliwia uniknięcia problemów związanych z kosztami dzierżawy terenu, który staje się coraz droższy i mniej dostępny. Montaż instalacji PV na wodzie umożliwia także zwiększenie wydajności instalacji dzięki poprawie chłodzenia paneli ze względu na słabsze nagrzewanie się powierzchni wody w stosunku do powierzchni ziemi i zmniejszenie osadzania się kurzu. Montaż systemów pływających to także oszczędność terenów z punktu widzenia rolniczego i urbanistycznego. Negatywnym aspektem instalowania tego typu systemów może być wyłączenie części akwenu z gospodarki rybackiej, silne falowanie w przypadku instalacji morskich i oceanicznych, jak również problem z odbiorem energii [1]. Systemy fotowoltaiczne pływające są instalowane przez zastosowanie różnych rozwiązań montażowym. Panele fotowoltaiczne instalowane są nad wodą na pontonach wykonanych z tworzyw sztucznych np. polietylenu o dużej gęstości HDPE (ang. high density polyethylene). Instalacja zakotwiczona jest za pomocą ciężarków cementowych umieszczonych na dnie zbiornika wodnego lub ustawionych na jego brzegu. Instalację PV zakotwiczoną do dna zbiornika przedstawiono na Rys. 1.

Instalacje pływające są wykonywane również poprzez wykorzystanie systemu częściowo zatopionego, w którym panele są częściowo zanurzone w wodzie, co umożliwia wzrost wydajności paneli dzięki ich chłodzeniu przez wodę [2]. W systemach częściowo zatopionych wykorzystuje się panele na elastycznych podłożach, które pływają bezpośrednio na wodzie. Panele unoszą się na powierzchni wody dzięki zastosowaniu pływaków umieszczonych przy krawędzi paneli i zakotwiczonych linami. Taką koncepcję montażu systemów PV po raz pierwszy przedstawiła firma MIRACO, instalując system o powierzchni łącznej 75 \( m^{2} \) oraz mocy 8 kW w miejscowości Comino na Malcie. Pierwszy system fotowoltaiczny pływający został wykonany w celach badawczych w 2007 r. w Aichi w Japonii o mocy 20 kW. Panele były umieszczone na płytach z polistyrenu piankowego i uniesione pod katem 1,3° w kierunku południowym [1]. Pierwszym komercyjnym systemem PV pływającym na wodach powierzchniowych była instalacja o mocy 175 kW. Instalacja została wykonana przez firmę SPG Solar w 2008 r. na terenie firmy Far Niente Winery. Pierwszą elektrownią fotowoltaiczną pływającą na morzu była farma wykonana przez firmę Ocean of Energy. Farma ta została zainstalowana w holenderskiej części Morza Północnego pod koniec listopada 2019 r. ( Rys. 2 ). Moc instalacji wynosiła początkowo 8,5 kW i składała się z 28 paneli, a 20 stycznia 2020 r. została zwiększona do 17,5 kW poprzez zainstalowanie kolejnych 28 paneli. Farma do chwili obecnej przetrwała klika burz w tym orkan „Sabina”, w czasie którego pozostała nienaruszona pomimo prędkości wiatru przekraczającego ponad 30  \( \frac{m}{s} \), jak również 5-metrowych fal.

Jedna z największych instalacji fotowoltaicznych pływających powstała na jeziorze w Anhui w Chinach. Liczy ona ponad 165 000 paneli fotowoltaicznych i produkuje rocznie 40 MWp energii elektrycznej [3]. Pływającą instalację w Anhui przedstawiono na filmie "World's largest floating solar farm in E China".


9.5 Systemy PV ruchome - instalacje nadążne

Systemy fotowoltaiczne ruchome to instalacje, których orientacja względem kierunku padania promieni słonecznych zmienia się wraz ze zmianą ruchu Słońca lub których położenie zmienia się wraz ze zmianą położenia obiektów, na których są zainstalowane. Ruchome instalacje PV podzielono na dwie główne grupy:

Fotowoltaiczne systemy nadążne to takie systemy, w których płaszczyzna paneli obraca się w taki sposób, aby promienie słoneczne padały prostopadle do płaszczyzny panelu w celu zwiększenia ilości zaabsorbowanej energii. W porównaniu do systemów stacjonarnych systemy nadążne wytwarzają do  \( 40\% \) więcej energii elektrycznej w porównaniu do systemów stacjonarnych [5], [6]. Istnieją dwa rodzaje instalacji nadążnych. Do pierwszej grupy należą instalacje naziemne, w których panele umieszczone są na obrotowych słupach zwanych trackerami. Drugie to instalacje pływające, w których płaszczyzny paneli obracają się w kierunku aktualnej pozycji Słońca. Ze względu na liczbę płaszczyzn, w których odbywa się ruch paneli fotowoltaicznych, systemy dzielimy na jednoosiowe i dwuosiowe. Systemy jednoosiowe to instalacje z możliwością ruchu paneli ze wschodu na zachód tylko względem jednej osi obrotu. Trackery dwuosiowe umożliwiają jednoczesny ruch paneli względem dwóch osi obrotu [7]. Systemy nadążne dwuosiowe poruszają się ze wschodu na zachód wraz z możliwością zmiany kąta pochylenia paneli względem powierzchni ziemi. Na Rys. 1 przedstawiono typy trackerów jedno- i dwuosiowych.

Zasadę działania obu typów trackerów przedstawiono na filmach "Single Axial Solar Tracker" i "ASUN 2 Axis Solar Tracker".

Systemy nadążne dzieli się również ze względu na zastosowany system sterowania, a mianowicie na [8]:

W układzie otwartym sterowanie położeniem trackera względem Słońca odbywa się na podstawie modeli matematycznych. Modele opierają się na danych określających położenie Słońca w określonym dniu i czasie dla danej szerokości geograficznej, czyli na kalendarzu astronomicznym. W trackerach ze sterowaniem w pętli zamkniętej położeniem instalacji steruje się za pomocą czujników np. fotorezystorów, czyli rezystorów o rezystancji zależnej od oświetlania LDR (ang. Light Dependent Resistor) [9], [10]. Inny sposób sterowania położeniem trackera polega na znalezieniu maksymalnego punktu mocy MPP (ang. maximum power point) [11]. Zmienia się on w zależności od natężenia promieniowania i temperatury. Działanie systemu sterowania z MPP polega na zmianie położenia instalacji w małych odstępach czasu i porównaniu uzyskanych wartości mocy. Na podstawie uzyskanego wyniku instalacja ustawia się w położeniu, dla którego otrzymuje najwyższą moc. W celu zwiększenia wydajności nadążnych systemów fotowoltaicznych wykorzystywane są także koncentratory promieniowania słonecznego CPV (ang. Concentrated Photovoltaics) [12]. Technologia CPV jest nową rozwijającą się technologią systemów fotowoltaicznych umożliwiającą skupianie promieniowania słonecznego na ogniwach PV poprzez zastosowanie soczewek lub zakrzywionych zwierciadeł.

Instalacja nadążna naziemna składa się z zestawu paneli fotowoltaicznych umieszczonych na stelażu usytuowanym na obracającym się słupie. Przykładem nadążnej instalacji jednoosiowej jest system o mocy 172 MW znajdująca się w Telangana w Indiach ( Rys. 2 ) [13]. Cała instalacja składa się z ponad 520 000 paneli wykonanych z multikrystalicznego krzemu firmy Hareon Solar i zajmuje ponad 450 ha. Na Rys. 3 przedstawiono przykład instalacji nadążnej dwuosiowej.

Fotowoltaiczne systemy nadążne wykonywane są także w jednej z najnowszych technologii CPV (ang. Concentrating Photovoltaics) z wykorzystaniem koncentratorów promieniowania słonecznego. Największą na świecie nadążną dwuosiową farmą fotowoltaiczną wykonaną w technologii CPV jest Golmud CPV Solar Park o mocy 138 MWp, która jest zlokalizowana w pobliżu miasta Golmud w Chinach ( Rys. 4 ) [14].

Instalacje fotowoltaiczne zainstalowane na powierzchni wody są najrzadziej spotykanymi pośród wszystkich typów instalacji fotowoltaicznych. W tego typu instalacji panele są umieszczane na pływającej platformie i śledzą ruch Słońca poprzez jej obrót wokół własnej osi. Jeden ze sposobów wprowadzenia w ruch platformy z panelami PV polega na skręcaniu jej dzięki kołu tocznemu. Innym sposobem wprowadzenia w ruch obrotowy pływającej instalacji jest zastosowanie stałego miejsca do cumowania i sterowanie liną. Kolejnym przykładem pływającej instalacji nadążnej jest system fotowoltaiczny z koncentratorem promieniowania słonecznego FTCC (ang. Floating Tracking Cooling Concentrator). Instalacja FTCC składa się z pływających platform, na których zamontowane są poziomo panele fotowoltaiczne, a koncentratory pod kątem w stosunku do powierzchni paneli, co przedstawiono schematycznie na Rys. 5.

System FTCC porusza się ruchem nieuporządkowanym wraz z falowaniem wody. Pierwszą tego typu instalację wykonano w Colignola w Toskanii w 2011 r.; przedstawiono ją na filmie "Italian engineers pioneer floating solar panels".


9.6 Instalacje przenośne - przedmioty codziennego użytku

Fotowoltaiczne systemy przenośne umożliwiają zasilanie prądem urządzeń i obiektów w miejscach, w których zasilanie tradycyjne z przyczyn technicznych byłoby niemożliwe lub utrudnione. Do tej grupy zaliczyć można m.in.: kalkulatory, zegarki, plecaki, ubrania, jak również zabawki. Przykłady przedmiotów codziennego użytku zostały przedstawione na Rys. 1, Rys. 2, Rys. 3.


9.7 Instalacje przenośne - środki transportu

Panele fotowoltaiczne znajdują zastosowanie w środkach transportu jak np.: satelity, samoloty, samochody, jachty, łodzie, tramwaje wodne itp. Pomysłodawcą pierwszego samolotu zasilanego energią słoneczną, przedstawionego na Rys. 1, nazwanego Solar Impulse był Bertrand Piccard. Samolot wykonał swój pierwszy lot w 2010 r., a w 2016 r. zakończyła się jego podróż dookoła świata.

Pierwszy bezzałogowy samolot w Polsce został stworzony przez Koło Naukowe AGH Solar Plane w Krakowie ( Rys. 2 ). Samolot o rozpiętości skrzydeł prawie 4 m waży tylko 5 kg i może osiągać prędkość ok. 50  \( \frac{km}{h} \). Samolot zasilany jest energią z 48 paneli fotowoltaicznych o całkowitej mocy 167 W.

Ogniwa fotowoltaiczne znalazły także zastosowanie w skrzydłach Międzynarodowej Stacji Kosmicznej, którą przedstawiono na Rys. 3.

Odbiorcą instalacji fotowoltaicznych jest także rynek samochodowy. Samochody elektryczne mogą być ładowane za pomocą elektrycznych stacji ładowania, jak również energią elektryczną wygenerowaną przez ogniwa fotowoltaiczne, które są bezpośrednio zainstalowane na pojeździe. Przykładem zastosowania ogniw fotowoltaicznych do napędzania pojazdów jest samochód elektryczny Lightyear One, którego maska, dach i bagażnik pokryty jest ogniwami PV łącznie o powierzchni 5  \( m^{2} \). Samochód ten został przedstawiony na Rys. 4.

Panele zbudowane z ogniw monokrystalicznego krzemu o wymiarach 156 mm na 156 mm zostały zastosowane w samochodzie Volkswagen T5 California, przedstawionym na Rys. 5. W samochodzie zastosowano elastyczne panele fotowoltaiczne firmy Solbian serii Solbian Flex CP.

Przykładem zastosowania systemów fotowoltaicznych na jednostkach pływających jest statek „Harta”, przedstawiony na Rys. 6. Statek zaprojektowała i wybudowała Stocznia Januszkowice. Zastosowane w statku silniki są produkcji polskiej wykonane przez Instytut Napędów i Maszyn Elektrycznych Komel, natomiast dostawcą fotowoltaiki i baterii jest firma Soltech Service. Panele fotowoltaiczne wykorzystane w projekcie statku posiadają maksymalną moc ok. 8 kW.

Ogniwa słoneczne znajdują zastosowanie również w łodziach. Przykładem może być łódź Vindo 32 należąca do Mayi i Aladino z kanału YouTube Sailing Magic Carpet, którzy za cel obrali opłyniecie świata. Łódź Vindo 32 została wyposażona w elastyczny panel fotowoltaiczny Solbian serii SP o mocy 130 W, zbudowany z monokrystalicznych ogniw krzemowych. Elastyczne panele fotowoltaiczne Solbian serii SP znalazły zastosowanie również w katamaranie Alibi 54, który przedstawiono na Rys. 7.

Na budowę zero-emisyjnej łodzi wyścigowej z napędem elektrycznym wykorzystującej w  \( 100\% \) odnawialną energię słoneczną zdecydowali się studenci z Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Łódź AGH Solar Boat Team zasilana jest 384 monokrystalicznymi ogniwami fotowoltaicznymi serii SunPower c60, dostarczającymi do 1 kW mocy ( Rys. 8 ). Energia ta gromadzona jest w akumulatorach litowo-jonowych o pojemności 1,5 kWh. Zespół bierze udział w licznych międzynarodowych wyścigach łodzi solarnych i w 2018 r. zajął 3 miejsca w zawodach Monaco Solar & Energy Boat Challenge [1].

Ogniwa fotowoltaiczne znajdują również zastosowanie w namiotach i osłonach przeciwsłonecznych np. w bazie wojskowej Armii Stanów Zjednoczonych w Afryce przedstawionej na Rys. 9.

Innym ciekawym zastosowaniem ogniw fotowoltaicznych jest ich montaż w inteligentnej odzieży wyposażonej w czujniki kontroli parametrów życiowych. Nad tego typu rozwiązaniem pracowali naukowcy z Uniwersytetu Salento z Włoch, którzy opracowali ubranie z zasilaniem ogniwami PV o mocy 265 mW [2]. Jednym z problemów stosowania ogniw fotowoltaicznych na ubraniach stanowi brak odporności na działanie wody. Ubranie odporne na działanie wody z systemem fotowoltaicznym wykonali naukowcy z Tokio. Stworzyli ultracienkie ogniwo fotowoltaiczne pokryte z obydwu stron rozciągliwą i wodoodporną warstwą. Tego typu ogniwo poddane rozciąganiu i działaniu wody nie traci swoich fotowoltaicznych właściwości [3].


10.1 Funkcje inwerterów

Inwertery, nazywane także falownikami lub przekształtnikami DC/AC, to urządzenia służące do zmiany napięcia i prądu stałego (DC) na napięcie i prąd przemienny (AC) sinusoidalny o parametrach zgodnych z ich wartościami w sieci publicznej niskiego napięcia (230/400V, 50Hz). Urządzenia te znajdują zastosowanie w systemach fotowoltaicznych, ponieważ panele fotowoltaiczne generują energię elektryczną w postaci prądu i napięcia stałego, które muszą zostać przetworzone na prąd i napięcie przemienne. W celu uzyskania odpowiednich parametrów prądu i napięcia inwertery zbudowane są z następujących elementów [1]:

Przekształtnik DC/DC dopasowuje wartość napięcia wejściowego do napięcia wyjściowego. Po przejściu prądu stałego przez przetwornik DC/DC prąd zostaje przesłany do przekształtnika DC/AC. Następuje konwersja napięcia stałego o określonej wartości na napięcie przemienne o amplitudzie i częstotliwości dopasowanej do parametrów sieci elektroenergetycznej (230V, 50 Hz). Ostatnim elementem standardowego inwertera jest filtr wygładzający LC, który ogranicza zawartość wyższych harmonicznych do poziomu określonego  przez normy. Na rysunku Rys. 1 (oprac. na podstawie [1]) został przedstawiony schemat przekształtnika DC/DC obniżającego napięcie ( Rys. 1a) oraz podwyższającego napięcie ( Rys. 1b) (oprac. na podstawie [1]). Schemat przekształtnika DC/AC przedstawia Rys. 2 (oprac. na podstawie [1]), natomiast schemat filtra wygładzającego Rys. 3 (oprac. na podstawie [1]). Na schematach zastosowano następujące oznaczenia: L – cewka, D – dioda, C – kondensator, R – rezystor, F – bezpiecznik, Ł – przełącznik, T – tranzystor oraz Tr – transformator, a ze szczegółowym opisem zasady działania poszczególnych układów elektronicznych można zapoznać się na przykład w książce A. Filipowicza [2].


10.2 Klasyfikacja inwerterów

Instalacje fotowoltaiczne mogą być podłączone do sieci elektroenergetycznej lub mogą stanowić instalację samodzielną. Ze względu na ten podział instalacji inwertery dzielą się na:

Inwertery wyspowe umożliwiają ładowanie akumulatorów i nie są podłączone do sieci elektroenergetycznej. Możliwość przesyłania energii do sieci bez możliwości ładowania akumulatorów posiadają inwertery sieciowe. W przypadku inwerterów sieciowych, jeśli napięcie sieci elektroenergetycznej zniknie, automatycznie dochodzi do wyłączenia inwertera. Jest to kluczowe ze względu na bezpieczeństwo, w przypadku kiedy np. wykonywane są prace konserwacyjne, dystrybutor prądu przestaje zasilać sieć i niepożądane jest oddawanie prądu wygenerowanego przez instalacje PV. Inwertery hybrydowe mogą być przełączane w oba modele pracy. Inwertery stosowane w instalacjach fotowoltaicznych są również klasyfikowane ze względu na wielkość, czyli moc instalacji fotowoltaicznych, z którą współpracują [1]:

W zależności od obecności w inwerterze transformatora, który ma na zadanie oddzielić galwanicznie stronę prądu stałego od strony prądu zmiennego, falowniki dzieli się na [2]:

Inny podział inwerterów opiera się na ilości faz, do których mogą one być podłączone. Wśród nich wyróżnia się inwertery:


10.3 Dobór inwerterów

Dobór inwertera do instalacji fotowoltaicznej jest bardzo ważnym etapem projektowania systemów PV. Źle dobrany inwerter, nawet przy dobrych jakościowo panelach fotowoltaicznych, może znacząco obniżyć sprawność całej instalacji. Kluczowym parametrem w doborze inwertera jest jego moc po stronie prądu stałego. Zgodnie z ogólnie przyjętą zasadą moc instalacji fotowoltaicznej powinna wynosić od 85 do  \( 118\% \) mocy inwertera. Wynika to z faktu, że rzeczywiste warunki pracy paneli fotowoltaicznych są  różne od warunków laboratoryjnych, w których są badane (warunki STC: 1000 \( \frac{W}{m^{2}} \), 25°C, AM1.5). Instalacja fotowoltaiczna rzadko pracuje w warunkach swojej nominalnej mocy. Dobór inwertera do instalacji fotowoltaicznej może odbywać się na jego doborze pod względem ilości regulatorów punktu mocy maksymalnej MPPT. W przypadku, kiedy instalacja fotowoltaiczna zbudowana jest z inwertera z jednym MPPT to punkt maksymalnej mocy MPPT będzie szukany dla wszystkich paneli jednocześnie. Ma to również miejsce, gdy panele tworzą kilka łańcuchów i są połączone oddzielnie do inwertera. Z tego względu ważne jest, aby każdy panel PV miał zbliżone warunki pracy i parametry. Natomiast instalacja fotowoltaiczna zbudowana z kilku szeregów łańcuchów o różnej liczbie paneli lub nierównomiernym oświetlaniu wymaga zastosowania inwertera o większej licznie MPPT. W takim przypadku każdy łańcuch paneli PV połączony do danego MPPT będzie odbierany przez inwerter, jako jeden oddzielny generator energii [1]. Dopasowanie inwertera przeprowadza się także na podstawie technologii, w jakiej zostały wyprodukowane panele zastosowane w instalacji fotowoltaicznej. W przypadku paneli monokrystalicznych, polikrystalicznych, cienkowarstwowych CIS/CIGS, a także mikromorficznych, w których warstwa przezroczystych tlenków przewodzących (TCO) jest oddzielona laminatem od szyby, możliwe jest zastosowanie zarówno inwerterów beztransformatorowych jak i transformatorowych. Inwertery transformatorowe galwanicznie izolowane są stosowane w przypadku instalacji wykonanej z paneli, w których warstwa TCO nie jest izolowana od szyby. Dotyczy to paneli wykonanych w technologii cienkowarstwowej CdTe i amorficznych, które wymagają uziemienia bieguna ujemnego [2]. Brak uziemienia może spowodować przepływ prądu do ramy panelu, co z kolei może powodować wytrącanie się jonów sodu ze szkła i jego matowienie. Dzięki zastosowaniu inwertera transformatorowego zapewniana jest separacja galwaniczna między stronami DC i AC systemu PV. W przypadku wystąpienia zwarcia po stronie DC prąd zwarcia nie płynie przez inwerter, co chroni go przed uszkodzeniem.