Testen von Solarmodulen nach IEC und darüber hinaus Erfahrungen aus Zertifizierung, Qualitätssicherung und Ausfallanalysen im Feld

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1 Testen von Solarmodulen nach IEC und darüber hinaus Erfahrungen aus Zertifizierung, Qualitätssicherung und Ausfallanalysen im Feld Y. Cao 2, R. Penidon 1, N. Ferretti 1, S. Koch 1, M. Leers 1, S. Lehmann 3, M. Schoppa 1, P. Grunow 1, I. Luck 2 1 Photovoltaik-Institut Berlin AG, 2 PICON Solar GmbH, 3 PI Experts GmbH Wrangelstr. 100, D Berlin Tel.: (0) , Fax: (0) , luck@picon-solar.de, Internet: 1. Einleitung Solarmodule sollen 20 bis 30 Jahre funktionieren, allenfalls werden moderate Leistungseinbußen erwartet. Insbesondere seit Einführung der Einspeisevergütung im Rahmen des deutschen EEG sind Solaranlagen zu einer langfristigen Geldanlage geworden, deren Finanzierung und Rendite auf diese Lebensdauern abgestellt sind. Erste Anlagen haben tatsächlich dieses Alter erreicht und gezeigt, dass Lebensdauern über 20 Jahre ohne größere Leistungsverluste möglich sind. Allerdings haben aktuelle Ausfälle im Feld offen gelegt, zum Teil schon nach wenigen Wochen Installationszeit, dass zwischen prinzipiell möglicher und tatsächlich erreichter Lebensdauer ein eklatanter Unterschied bestehen kann. Wir berichten über die inzwischen vierjährige Erfahrung aus unserem akkreditierten Prüflabor. Wir geben einen Überblick über die erzielten Ergebnisse bei der Zertifizierung und erläutern die wichtigsten Ausfallgründe. Diesen Ergebnissen stellen wir gegenüber die Resultate aus Qualitätssicherungsmaßnahmen und den Analysen aus dem Feld. Dabei werden nur nach IEC zertifizierte Module berücksichtigt. 2. IEC Zertifizierung, Qualitätssicherung und Feldanalysen Als Firmengruppe, die im Bereich der Modulzertifizierung, der Qualitätssicherung und der Begutachtung von PV-Großanlagen tätig ist, untersuchen wir Solarmodule zu jedem Zeitpunkt ihres Produktlebens: bei der Produkteinführung, produktionsbegleitend und nach der Installation im Feld. Die erzielten Ergebnisse werden im Folgenden zeitpunktabhängig präsentiert. 2.1 Modulzertifizierung nach IEC Am Photovoltaik-Institut Berlin AG (PI Berlin) sind in den Jahren im Zuge der jeweiligen Produkteinführung 120 Zertifizierungen von Solarmodulen durchgeführt worden. Bei 31 % dieser Zertifizierungen musste das Projekt erfolglos abgebrochen werden. Abb. 1 zeigt die Gründe für den Abbruch. Wird die Zertifizierung direkt bei der Eingangskontrolle abgebrochen, was den größten Block an Abbrüchen darstellt, leiden die Solarmodule unter zu niedriger Nennleistung, mangelnder Isolationsfestigkeit unter Benässung oder visuell feststellbaren Defekten. Wird unterschieden zwischen kristallinen Siliziummodulen und Dünnschichtsolarmodulen ergibt sich aus Abb. 2 ein differenziertes

2 Bild der Ausfallursachen. Die unmittelbar nach der Eingangskontrolle abgebrochenen Zertifizierungen sind hier nicht mehr berücksichtigt. 86 % der kristallinen Solarmodule sind in den Klimatests durchgefallen, von den Dünnschichtmodulen dagegen nur 35 %. Dafür haben Dünnschichtmodule Defizite bei der Stabilisierung der Nennleistung unter konstanter Beleuchtung, der Freilandmessung und der mechanischen Stabilität. Die mangelnde Stabilisierung unter Beleuchtung ist den amorphen Siliziummodulen geschuldet. Der Hot-Spot Test stellt für beide Modultypen gleichermaßen eine Herausforderung dar. Abb. 1: Abbruchursachen bei der Zertifizierung nach IEC. Abb. 2: Abbruchursachen bei der Zertifizierung nach IEC für kristalline Module (links) und Dünnschichtmodule (rechts).

3 2.2 Qualitätssicherung Für Qualitätssicherungsmaßnahmen werden Solarmodule direkt aus dem Lager entnommen und vor einer Installation untersucht. Sie werden einzelnen Tests aus dem IEC Testkanon unterzogen, dies ggf. mehrfach und darüber hinaus. Ausgewählte Testergebnisse sind in den folgenden Abbildungen dargestellt. Bei der Überprüfung der Modulnennleistung stellt man in Abb. 3 eine klare Tendenz zur Minderleistung fest. Negative Abweichungen über die typische Toleranz von ± 5 % sind aber selten. Große positive Abweichungen dürften auf fehlerhafte Messung der Hersteller selbst zurückzuführen sein. Abb. 3: Häufigkeitsverteilung für die Abweichung der gemessenen von der ausgewiesenen Nennleistung der ab Lager untersuchten Solarmodule. Allerdings variiert das Ergebnis der Leistungsbestimmung stark, wenn man sich die Daten in Abb. 4 für ausgewählte Hersteller ansieht. Abb. 4: Häufigkeitsverteilung für die Abweichung der gemessenen von der ausgewiesenen Nennleistung der untersuchten Solarmodule für vier verschiedene Modulhersteller.

4 Während Hersteller A eine schmale Verteilung mit Tendenz zu Mehrleistung liefert, weist der Hersteller B eine breite Verteilung mit einer deutlichen Tendenz zu Minderleistung auf. Bei Hersteller C zeigt sich eine extrem breite Streuung ohne Tendenz, während D eine schmale Verteilung mit Tendenz zur Minderleistung bietet. Beim Vernetzungsgrad des Einbettungsmaterials EVA in Abb. 5, erstmal gewertet als Qualitätsmerkmal in der Produktion, beobachtet man eine breite Streuung der Ergebnisse. Typischerweise wird von den Herstellern der EVA Folien ein Vernetzungsgrad von 85 % empfohlen. Über 60 % der untersuchten Module erreicht nicht einmal einen EVA Vernetzungsgrad von 80 %. Abb. 5: Häufigkeitsverteilung des Vernetzungsgrads aller untersuchten Solarmodule. Diese breite Streuung kann durchaus auch für einen einzelnen Hersteller bestehen, wie in Abb. 6 dargestellt. Die Qualität der Verarbeitung schwankt also nicht nur von Hersteller zu Hersteller, sondern kann auf für einen spezifischen Hersteller stark variieren. Abb. 6: Häufigkeitsverteilung des Vernetzungsgrads für einen spezifischen Hersteller.

5 Wie bei dem Vernetzungsgrad des EVAs tritt auch bei der Haftkraft zwischen EVA und Glas eine große Bandbreite der Ergebnisse auf, dargestellt in Abb.7. Bei dem einen Modul lässt sich das EVA mit Leichtigkeit ablösen, während bei anderen Modulen Glas und EVA kaum zu trennen sind. Ein Häufung der Ergebnisse tritt oberhalb von 95 N/cm auf. Abb. 7: Häufigkeitsverteilung der Haftkraft zwischen EVA und Glas. Die Klimatests erweisen sich auch bei der Qualitätssicherung als neuralgischer Punkt der Module. Wie bei der Zertifizierung werden hier am häufigsten Ergebnisse ermittelt, die nicht den IEC Vorgaben entsprechen würden. Weitergehende Informationen erhält man, wenn die Klimatests über das notwendige Maß hinaus durchgeführt werden. Am Beispiel des Dampheat-Tests ist in Abb. 8 dargestellt, wie sich verschiedene Solarmodule nach 2000 h bzw h deutlich unterscheiden, während nach 1000 h keine Beeinträchtigungen festzustellen waren. 100% Normierte STC Modulleistung 80% 60% 40% 20% 0% A B C D1 E D DH Stunden Abb. 8: Normierte Modulleistung als Funktion der Testdauer unter feuchter Hitze. A bis E bezeichnen die unterschiedlichen Hersteller der Module, D1 und D2 zwei Module eines Herstellers. Sogar für ein und denselben Hersteller kann das Ergebnis modulabhängig variieren. Für den Hersteller D kommt es einmal zu keiner Degradation, während bei einem anderen Modul eine deutliche

6 Degradation nach 2000 h auftritt. Der Abfall der Modulleistung wird häufig von optischen Veränderungen begleitet (Vergilbung, Delamination). Diese Veränderungen sowie eine Beeinträchtigung der Isolationsfähigkeit unter Benässung treten aber auch auf, ohne dass es zu Leistungsverlusten kommt. Seit einiger Zeit ist bekannt, dass Solarmodule zu spannungsinduzierter Degradation (PID) neigen. Die betroffenen Bereiche tragen dann nicht mehr zur Stromgewinnung bei. Geeignete Vorkehrungen bei der Systemarchitektur können diesem Effekt entgegenwirken. Bei kristallinen Solarmodulen ist dieser Effekt reversibel. In beschleunigten Tests unter Spannung und in feuchter Hitze kann das Ausmaß der Neigung der Solarmodule zu PID sichtbar gemacht werden, Abb. 9. Abb. 9: Elektrolumineszenzaufnahmen zweier Solarmodule nach Durchlaufen der Testsequenz mit unterschiedlicher starker Neigung zu PID. Der Ertrag einer PV-Anlage wird nicht nur durch die Nennleistung der Solarmodule bestimmt, sondern neben der Betriebstemperatur auch vom Wirkungsgrad eines Solarmoduls bei geringer Sonneneinstrahlung. Je besser ein Modul geringe Einstrahlung verwerten kann, desto besser ist typischerweise sein Stromertrag. Von gutem Schwachlichtverhalten spricht man dann, wenn der relative Wirkungsgradverlust bei 100 W/m 2 Einstrahlung nicht mehr als 10 % beträgt. Abb. 10 illustriert das Schwachlichtverhalten zweier Solarmodule von unterschiedlichen Herstellern. 105% A B 100% 95% 90% normierter Wirkungsgrad % Einstrahlung [W] Abb. 10: Vergleich zweier Solarmodule mit unterschiedlichem Schwachlichtverhalten.

7 2.3 Felddaten Der Verdacht auf Minderleistung ist der Hauptgrund für Untersuchungen an Solarmodulen, nachdem sie installiert worden sind. Dieser bewahrheitet sich durchaus, wie in Abb. 11 für Einzelmodule und in Abb. 12 für die Modulstrings eines Solarkraftwerks zu sehen ist. Ob es sich um eine reversible oder irreversible Degradation handelt, kann nur durch Leistungsmessung allein nicht festgestellt werden. Die grundsätzliche Tendenz zur Minderleistung ist aber nicht so ausgeprägt wie bei den Modulen aus dem Lager. Dafür gibt es mehr Module, die deutliche Leistungseinbußen im Bereich von % zeigen. Abb. 11: Häufigkeitsverteilung für die Abweichung der gemessenen von der ausgewiesenen Nennleistung der aus dem Feld untersuchten Solarmodule. Abb. 12: Häufigkeitsverteilung für die Abweichung der gemessenen von der ausgewiesenen Nennleistung von im Feld untersuchten Modulstrings. Darüber hinaus finden sich an den Solarmodulen Hot-spots und überhitzte Bypass-Dioden (Abb. 13), Lufteinschlüsse in den Laminaten, Delaminierung, Gelbfärbung des Laminats, Verfärbungen der Zellen

8 (Abb. 14), sich berührende Zellen und offene Anschlussdosen. All diese Auffälligkeiten weisen auf mangelnde Qualität bei der Herstellung und bergen die Gefahr des frühzeitigen Ausfalls bzw. der Minderleistung in sich soweit nicht schon eingetreten. Abb. 13: Beispiel für ein von Hot-Spots betroffenes Modul (links) und für eine überhitzte Bypass-Diode (rechts). Abb. 14: Verfärbung von Zellen in einem Solarmodul. 3. Schlussfolgerungen Die Ausfälle und Minderleistungen von Solarmodulen im Feld und die Ergebnisse aus den Qualitätssicherungsmaßnahmen machen deutlich, dass die Zertifizierung nach IEC als Kriterium für die Langzeitstabilität von Solarmodulen nicht ausreicht. Alle Module waren zertifiziert, die im Zusammenhang mit Qualitätssicherungsmaßnahmen vor der Installation oder für die Begutachtung von PV-Installationen im Feld überprüft wurden. Beachtenswert ist, dass Qualitätsschwankungen nicht nur zwischen den einzelnen Herstellern festgestellt werden können, sondern dass diese auch innerhalb des Lieferumgangs aus einer Hand auftreten. Bei installierten Modulen lässt sich im Nachhinein sich schwer feststellen, ob die Beeinträchtigungen von Beginn an vorhanden oder erst durch Alterung im Feld entstanden sind. Überwiegend ließen sie sich aber durch stringente Qualitätssicherungsmaßnahmen mit Hilfe von geeigneten Tests im Vorfeld

9 der Installation aufspüren. Verlängerte Klimatests legen Schwächen in Bezug auf die Langzeitstabilität der Solarmodule offen, mit Hilfe von regelmäßigen visuellen Inspektionen, Elektrolumineszenz- Analysen, Hot-Spot Tests, der Bestimmung des EVA Vernetzungsgrads oder der Haftkraft und der Überprüfung der Bypass-Dioden lässt sich die Qualität der Verarbeitung und der verwandten Komponenten kontrollieren. Mit UV Bestrahlung lässt sich einer frühzeitigen Vergilbung auf die Spur kommen. Das Wissen um entsprechende Qualitätssicherungsmaßnahmen des Kunden dürfte auch eine disziplinierende Wirkung auf die Modullieferanten haben. 4. Zusammenfassung Das PI Berlin untersucht Module zu jedem Zeitpunkt des Produktlebens: bei der Zertifizierung, vor der Installation und im Feld. Die Zertifizierung nach IEC hat sich als notwendig, aber längst nicht ausreichend herausgestellt, um Produktlebenszeiten von Jahre garantieren zu können. Leistungsminderungen und Komplettausfälle bereits wenige Monate nach der Installation haben dies gezeigt. Selbst die Beschränkung auf einzelne Modullieferanten ist keine Garantie für ein permanent hohes Niveau der Modulqualität. Tests aus dem IEC Testkanon und darüber hinaus können im Vorfeld der Modulinstallation versteckte Mängel an den Modulen aufzeigen und eignen sich für kontinuierliche Qualitätssicherungsmaßnahmen.