Międzynarodowy zespół badawczy, w którego skład weszli naukowcy z Uniwersytetu Nowej Południowej Walii (UNSW), opracował ramy diagnostyczne pozwalające ilościowo odtworzyć wydajność modułu fotowoltaicznego na podstawie pojedynczego obrazu elektroluminescencyjnego (EL). Jak podkreśla w rozmowie z pv magazine Dongchen Lan, autor korespondencyjny pracy, kluczową nowością jest możliwość określenia lokalnych strat mocy z dokładnością do pojedynczego piksela.
Jedno zdjęcie zamiast wielu pomiarów
Dotychczasowe ilościowe metody luminescencyjne wymagały zwykle serii zdjęć wykonywanych w różnych warunkach. Nowe podejście, nazywane „one-shot”, opiera się na jednym obrazie EL uzyskanym przy stałym prądzie wtrysku równym 0,22 gęstości prądu zwarcia modułu. Takie uproszczenie znacząco zwiększa przepustowość diagnostyki i pozwala objąć badaniem znacznie większy obszar podczas jednego przelotu drona.
Jak działa system
Algorytm łączy dwie warstwy analizy. Lekki klasyfikator uczenia maszynowego najpierw rozstrzyga, czy dominującym źródłem degradacji są straty rekombinacyjne – na przykład degradacja indukowana światłem (LID) lub potencjałem (PID) – czy też straty rezystancyjne związane z pęknięciami ogniw i przerwanymi liniami siatki. Ta klasyfikacja dostarcza ograniczeń fizycznych niezbędnych do interpretacji parametrów z jednego obrazu. Następnie model inwersji oparty na fizyce wiąże przestrzenne zmiany intensywności luminescencji z parametrami elektrycznymi, odtwarzając mapy prądu rekombinacji lub rezystancji szeregowej oraz charakterystyki prądowo-napięciowe w rozdzielczości pikselowej. Lokalne charakterystyki są scalane zgodnie z konfiguracją elektryczną modułu, co pozwala wyznaczyć krzywą I-V, moc maksymalną i przestrzenny rozkład strat mocy.
Walidacja na 300 modułach
System przetestowano na 300 modułach krzemowych wycofanych z eksploatacji, o mocy znamionowej 575 W, pochodzących z różnych partii produkcyjnych i środowisk pracy. Każdy moduł obrazowano jednokrotnie, a następnie porównywano odtworzoną moc maksymalną z wynikami konwencjonalnych pomiarów I-V w warunkach laboratoryjnych. Według Lana zgodność była bardzo wysoka – średni błąd wyniósł około 0,5%, a w większości przypadków nie przekraczał 1,5% na poziomie modułu.
Testy na farmie 186 kW
Metodę sprawdzono także na instalacji o mocy 186 kW, złożonej z 342 modułów, wykorzystując nocne obrazowanie dronem do mapowania strat na poziomie ogniw, modułów i stringów. W reprezentatywnej grupie 24 modułów średnia strata mocy wyniosła 7,53%, a w silnie zdegradowanych obszarach ogniw sięgała około 25%. Badacze porównali również trzy stringi po 28 modułów dotknięte odpowiednio łagodnymi pęknięciami, poważnymi pęknięciami i przerwanymi liniami siatki oraz degradacją indukowaną światłem.
„W tej chwili pracujemy nad przyspieszeniem i obniżeniem kosztów naszej diagnostyki terenowej, tak aby nadawała się do rutynowej eksploatacji i utrzymania instalacji PV, a jednocześnie przekładamy informacje o degradacji na praktyczne wsparcie decyzyjne” – podsumowuje Lan.
Jak dodaje, chodzi m.in. o priorytetyzację napraw i wymian, lepsze prognozowanie wydajności oraz bardziej obiektywne dowody przy ocenie ryzyka operacyjnego i długoterminowej wartości aktywów. Zespół rozważa też zastosowanie rozwiązania do nowych technologii, takich jak perowskity i fotowoltaika tandemowa.
Artykuł „One-shot luminescence diagnostics for field-scale photovoltaics” ukazał się w czasopiśmie Matter & Light. W badaniach uczestniczyli naukowcy z chińskiego Uniwersytetu Zhejiang, firmy Quantified Energy (Nanjing), Zhejiang Provincial Key Laboratory of Optoelectronic Functional Materials and Devices oraz Uniwersytetu Nowej Południowej Walii.
Źródło: pv magazine AU
Fot. Pexels / Hoan Ngọc
