PVA Anonymous Begutachtung Module

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1 PVA Anonymous Begutachtung Module Frankfurt am Main,

2 Inhalt 1 Überblick und Hintergrund / TCO-Korrosion Ergebnis der Begutachtung Alte Module (2008) Alte Module (2008), Garantierückläufer Neue Module (2012), Garantietausch Weitere Defekte Zusammenfassung und Ausblick Zusammenfassung Ausblick Autor: Dr.-Ing. Thomas Große Böckmann - 2 -

3 1 Überblick und Hintergrund / TCO-Korrosion Aufgrund von aktuellen Erkenntnissen bei anderen Anlagen mit gleichem Modultyp wurde am eine Vor-Ort-Begehung durchgeführt. Im Fokus der Betrachtung war der Zustand der Module, insbesondere der Randseiten im Hinblick auf die sogenannte TCO-Korrosion. Die TCO-Korrosion ist die Zersetzung der transparenten, leitfähigen Deckschicht bei Dünnschichtmodulen. Sie tritt auf, wenn Natrium(Na)-Ionen aus dem Deckglas in das Modul wandern und dort mit Feuchtigkeit reagieren. Die Wanderung der Na-Ionen resultiert aus einem elektrischen Feld, welches bei Dünnschichtmodulen ohne spezielles Erdungskonzept im normalen Betrieb immer anliegt. Verstärkt wird dieses durch metallische Bauteile in der Nähe der Module, zum Beispiel durch Modulrahmen oder Metalldächer. Eine Wanderung in das Modul hinein tritt am negativen Ende eines Strings auf. Folgende Bedingungen müssen für das Auftreten von TCO-Korrosion erfüllt sein: 1) Anliegen eines elektrischen Feldes (z.b. durch Trafolose Wechselrichter ohne Erdung) 2) Eintritt von Feuchtigkeit ins Modul (z.b. durch defekte Randseitenversiegelung) Da der erste Punkt bei der Anlage Anonymous erfüllt ist, wurde die Anlage nun auf den zweiten Punkt hin untersucht. Die TCO-Korrosion ist an amerikanischen Forschungsinstituten untersucht worden. Sie wurde bei Silizium- und CdTe-Dünnschichtmodulen festgestellt. Folgende Abbildung zeigt ein Beispiel für TCO- Korrosion. Abbildung 1: Beispiel TCO-Korrosion (Quelle: FLorida Solar Energy Center) Die Konsequenz der Korrosion ist eine relevante Leistungsabnahme des Solarmoduls. Durch eine geeignete Materialwahl der Randseitenversiegelung können die chemischen Prozesse so stark verlangsamt werden, dass während der typischen Betriebsdauer einer PV-Anlage von Jahren keine TCO-Korrosion auftritt

4 2 Ergebnis der Begutachtung Etwa 90 % der Module auf der Anlage Anonymous sind bereits wegen Minderleistung beim Hersteller als Garantiefall eingereicht worden. Etwa 2/3 dieser Module wurden als Garantiefall anerkannt und durch neue Module ersetzt. Die restlichen Module wurden nicht anerkannt und wurden neu verbaut, sofern sie nicht mechanisch beschädigt waren (Garantierückläufer). Zu den daraus folgenden drei Modularten alt, Rückläufer und neu wurde jeweils exemplarisch mindestens eine Halle optisch begutachtet. Die Prüfung beschränkte sich aufgrund der schwachen optischen Ausprägung der Defekte im Wesentlichen auf die oberste Modulreihe am First. 2.1 Alte Module (2008) Auf Farm 5 Halle 4 wurden bei ca % der Module auffällige Randseiten identifiziert. Es lässt sich bei genauem Hinsehen ein Schmutzrand erkennen, der sich wolkenartig in der Randseitenversiegelung ausbreitet. Die folgenden Abbildungen 1 und 2 zeigen das Phänomen beispielhaft an einem betroffenen Modul als Real- und stark kontrastiertem Falschfarbenbild. Abbildung 2: Modul mit auffälliger Randseitenversiegelung - 4 -

5 Abbildung 3: Modul mit auffälliger Randseitenversiegelung (stark kontrastiert) Insbesondere beim kontrastierten Bild lässt sich erkennen, wie der Schmutzrand sich in unterschiedlicher Ausprägung der eigentlichen Zellfläche annähert. Es ist wahrscheinlich, dass dieser Rand die Grenze markiert, bis zu der bereits Feuchtigkeit in das Modul eingedrungen ist. Weiterhin ist im unteren mittigen Bereich des Bildes eine baumartige Struktur zu erkennen. Möglicherweise hat sich hier Feuchtigkeit aufgrund von Materialunterschieden in der Randseitenversiegelung beschleunigt ausgebreitet. Bisher ist bei dieser Halle aber keine TCO- Korrosion festzustellen. Bei Farm 3 Halle 5 sind die oben beschriebenen Effekte in unterschiedlicher Ausprägung durchgängig bei nahezu allen geprüften Modulen dieser Halle zu finden (siehe folgende Abbildungen). Abbildung 4: Auffällige Randseiten in geringer (links) und verstärkter (rechts) Ausprägung (stark kontrastiert) - 5 -

6 Abbildung 5: Stark ausgeprägte Auffälligkeit der Randseite (links) (stark kontrastiert) Abbildung 6: Beschädigte Randseite bis hin zur Zelle, Feuchtigkeitseintritt, beginnende Korrosion (stark kontrastiert) - 6 -

7 Abbildung 7: Durchbruch der Feuchtigkeit bis zur Zelle, fortgeschrittene Korrosion Abbildung 8: Durchbruch der Feuchtigkeit bis zur Zelle, fortgeschrittene Korrosion (stark kontrastiert) Insgesamt wurden bei dieser Halle fünf Module mit (vermuteter) TCO-Korrosion entdeckt. Alle betroffenen Module waren die letzten oder vorletzten im String mit entsprechend hohem negativem Potential. Auch dies spricht dafür, dass es sich tatsächlich um TCO-Korrosion handelt. 2.2 Alte Module (2008), Garantierückläufer Es wurde Farm 4, Halle 2 geprüft. Auch unter den Garantierückläufern befinden sich ca % Module mit auffälligen Randseiten. Ein Modul weist bereits Feuchtigkeitseintritt und Korrosionserscheinungen auf (siehe folgende Abbildung)

8 Abbildung 9: Defekte Randseitenversiegelung, beginnende Korrosion (stark kontrastiert) 2.3 Neue Module (2012), Garantietausch Beispielhaft für neue Module (Alter: ca. ein Jahr) wurde die Farm 2, Halle 5 überprüft. Es kann festgehalten werden, dass gegenüber den alten Modulen offenbar der Produktionsprozess verändert wurde. So weisen die neuen Module keinen an der langen Kante verlaufenden Streifen mehr auf. Weiterhin erscheinen die Zellränder wesentlich definierter als bei den alten Modulen, was sich allerdings mit zunehmendem Modulalter auch ändern kann. Auch bei der Randseitenversiegelung sind andere Eigenschaften zu konstatieren. So erscheint der Rand der Module, als wären bei der Versiegelung Verunreinigungen eingeschlossen worden (siehe folgende Abbildung). Dies ist offenbar produktionsbedingt, da durchgehend alle Module diese Erscheinung aufweisen. Abbildung 10: Randseiten mit dunklen Flecken in der Randseitenversiegelung - 8 -

9 Darüber hinaus weisen die Module durchgehend regelmäßige, stufenartige hellere und dunklere Strukturen auf (siehe folgende Abbildung). Die zuvor angesprochenen dunklen Flecken treten im stark kontrastierten Bild besonders deutlich hervor. Abbildung 11: Randseitenversiegelung eines neuen Moduls (stark kontrastiert) Weiterhin ist in der obigen Abbildung unten rechts am Modulrand eine astartige, helle Struktur erkennbar. Hierbei handelt es sich vermutlich um Lufteinschlüsse. Dies ist allerdings nur bei einem Modul beobachtet worden. 2.4 Weitere Defekte Bei den alten Modulen auf Farm 5, Halle 4 wurde bei einem Modul ein verlaufener Zellrand festgestellt (siehe folgende Abbildung). Es ist nicht bekannt, ob der Defekt bereits bei der Produktion bestand. Auch bei den Garantierückläufern auf Farm 4 Halle 2 wiesen zwei Module ein ähnliches Bild auf. Abbildung 12: "Zerlaufender" Zellrand - 9 -

10 Bei etwa 5-10 % der geprüften alten Module wurde eine Verschiebung zwischen oberem und unterem Deckglas festgestellt (siehe folgende Abbildung). Es ist nicht bekannt, ob diese Verschiebung fertigungsbedingt ist oder später aufgetreten ist. Abbildung 13: Verschiebung der Modulgläser Bei Farm 5 Halle 4 sind vereinzelt Module mit weißen Flecken erkennbar (siehe folgende Abbildung). Dieses Phänomen ist bekannt und laut dem Hersteller fertigungsbedingt und nicht leistungs- oder lebensdauerbeeinträchtigend. Abbildung 14: Modul mit weißen Flecken

11 3 Zusammenfassung und Ausblick 3.1 Zusammenfassung Die Randseitenversiegelung eines großen Teils der alten Module der Anlage Anonymous weist deutliche Defekte auf. Dies betrifft auch die Garantierückläufer, welche vom Hersteller bereits geprüft und als Garantiefall abgelehnt wurden. Bei den neuen Modulen konnten dagegen bisher keine systematischen Defekte identifiziert werden. Die defekten Randseiten führen zu Feuchtigkeitseintritt und schließlich zu Korrosionseffekten. Da auch die übrigen Randbedingungen bei der PVA Anonymous für TCO-Korrosion förderlich sind, ist von einer Korrosion eben dieser Schicht auszugehen. Unabhängig von den genauen chemischen Vorgängen ist grundsätzlich davon auszugehen, dass Feuchtigkeit im Modul zu einer relevanten Beschädigung und damit zu einem deutlichen, irreversiblen Leistungsverlust führt. Darüber hinaus sinkt der Isolationswiderstand. Dies führt bei entsprechenden Witterungsbedingungen zu einer zeitweisen Abschaltung des Wechselrichters und somit zu Ertragsverlust. Es gibt bisher nur wenige Module mit optisch deutlich sichtbaren Schädigungen. Es ist aber wahrscheinlich, dass bereits jetzt chemische Prozesse stattfinden, welche die Leistung der Module negativ beeinflussen. Die Wechselrichter mit alten Modulen weisen in 2013 einen deutlich geringeren Ertrag auf als die Wechselrichter mit neuen Modulen. Der Minderertrag kann aufgrund von überlagernden Einflussgrößen, insbesondere partieller Verschmutzung, nur annähernd abgeschätzt werden. Es ist von Mindererträgen zwischen 10 und 20 % im Jahresmittel auszugehen. Eine übliche Degradation von 0,5 %/a vorausgesetzt, hätte die Leistungsdifferenz zu neuen Modulen dagegen nur bei etwa 2 bis 2,5 % liegen dürfen. Neben den auffälligen Randseiten wurden weitere Defekte identifiziert. Deren Auswirkungen werden aktuell als weniger relevant eingestuft. Eine Ausnahme bilden die beobachteten Verschiebungen der Deckgläser. Diese könnten ebenfalls zu einer Schädigung der Randseiten und damit zu Korrosion führen. 3.2 Ausblick Eine Prognose über den zukünftigen Verlauf der Performance der Module ist aufgrund der komplexen chemischen Vorgänge und deren vielfältiger Einflussgrößen (Klima, Verschmutzung, Ammoniak-Exposition) schwierig. Zudem ist nicht bekannt, ob die Randseitenversiegelung beim Bau der Anlage bereits (optisch unsichtbar) beschädigt war. Somit kann keine Aussage zur Geschwindigkeit der Prozesse getätigt werden. Es ist generell davon auszugehen, dass die Abnahme der Leistung sich stark beschleunigt, sobald bei einer größeren Anzahl der Module die Randseitenversiegelung durchbrochen wird. Nach aktueller Einschätzung kann nicht ausgeschlossen werden, dass dies bei den alten Modulen (ca. 45 % der Anlagenleistung) bereits innerhalb der nächsten zwei bis drei Jahre geschieht. Die neuen Module (ca. 55 % der Anlagenleistung) zeigen bisher keine Auffälligkeiten bei der untersuchten Stichprobe. Da diese erst ein Jahr alt sind, ist eine Prognose über deren zukünftige Leistung und Korrosionsbeständigkeit nicht ohne weiteres möglich. Hier könnte ein Labortest mit beschleunigter Alterung genauere Rückschlüsse ermöglichen

12 4 Kontakt Ihr Photovoltaik-Spezialist - deutschlandweit! Technische Betriebsführung Dienstleistungen rund um die PV-Anlage Gutachten SEAG Service GmbH Goetheplatz Frankfurt am Main Tel.: +49 (0) 69 / Fax: +49 (0) 69 / Mail: Web:

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