Ein Leben im Zeitraffer

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Ein Photovoltaikmodul hat kein leichtes Leben. UV-Strahlung und Hitze setzen dem Material zu. Hagel, Stürme und Schnee stellen seine mechanische Belastbarkeit auf eine harte Probe. Feuchte und salzhaltige Luft greifen die Metalle an. Temperaturstress setzt das Modul unter mechanische Spannung. „Es wird immer mehr Photovoltaik in Regionen installiert, wo Module durch das Klima stark beansprucht werden“, sagt Ulrike Jahn. „Dennoch weiß man nur wenig über die Lebensdauer der Anlagen an solchen Standorten.“ Die Physikerin vom TÜV Immissionsschutz und Energiesysteme in Köln weiß, wovon sie redet: Jahn beschäftigt sich seit 15 Jahren mit dem Thema Qualitätssicherung von PV-Anlagen.

Das Paradoxon, vor dem nicht nur die TÜV-Expertin immer wieder steht: Der Absatz der Branche wächst seit Jahren zweistellig. Module und Anlagen werden immer größer, dieInvestitionen steigen, die Gewinnerwartungen auch. Dennoch war das Thema Qualitätssicherung viele Jahre lang kaum von Interesse. „Es wurde nicht danach gefragt, weil der Markt leergefegt war“, sagt Jahn. Trotzdem geben die meisten Hersteller für ihre Produkte eine im Vergleich zu konventionellen Geräten ungewöhnlich lange Garantie: Nach 25 Jahren sollen sie noch mindestens 80 Prozent ihrer Nennleistung bringen.

Klimakammertests reichen nicht

Das ist nicht ohne Risiko: Die bisher übliche Bauartzulassung setzt zwar Prüfungen nach unterschiedlichen IEC-Normen voraus. Beispielsweise testen Hersteller kristalline Module darauf, ob deren elektrische Leistung nach 1.000 Stunden in einer Klimakammer bei 85 Grad und 85 Prozent Luftfeuchte spürbar sinkt. Ein anderer Test ermittelt, ob die isolierende Einbettung der stromführenden Bauteile auch unter Hochspannung keine Schwächen zeigt. „Diese Alterungstests erfassen aber nur Minimalkriterien“, sagt Werner Herrmann, Jahns Kollege beim TÜV Rheinland. Auch wenn ein Modultyp das handelsübliche Zertifikat erhalten hat, sagt das wenig darüber aus, ob er 15, 20 oder gar 25 Jahre lang ausreichend Leistung bringt. „Bei der Abschätzung der Lebensdauer müssen wir uns bislang vielfach auf Erfahrungen beispielsweise aus dem 1.000-Dächer-Programm der 90er Jahre verlassen“, sagt Herrmann.Mit wachsendem Wettbewerbsdruck aber wächst auch die Bedeutung des Themas Qualitätssicherung. „Wir brauchen zuverlässige Schnelltests, die für unterschiedliche Standorte und Witterungsbedingungen die natürliche Belastung im Betrieb abbilden“, sagt MichaelKöhl, Leiter des Testzentrums für Photovoltaik am Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE in Freiburg. Um solche Tests zu entwickeln, benötigen die Forscher jedoch systematisch erhobene Daten aus einer realen Bewitterung. Solche Daten ermitteln ISE, TÜV Rheinland und sechs Modulhersteller jetzt gemeinsam – in dem vom Bundesumweltministerium geförderten Clusterprojekt „Zuverlässigkeit von PV-Modulen“.

Vier Standorte im Vergleich

Die Idee: Mehrere Modultypen werden an unterschiedlichen Standorten, die sich in ihren klimatischen Bedingungen extrem unterscheiden, der realen Witterung ausgesetzt. Während des Betriebs erfassen die Forscher Parameter wie UV-Strahlung, Luftfeuchte, Umgebungstemperatur, Strahlungsintensität und Modultemperatur. Nach jeweils einem Jahr Betriebsdauer werden die Module abgebaut und im Labor untersucht – im Wesentlichen auf Degradationsparameter, die auch bei den IEC-Prüfungen verwendet werden: Gibt es sichtbare Schäden und Vergilbung der Kunststoffe? Wie stark ging die elektrische Leistung zurück? Hat sich der Serienwiderstand erhöht? Sank die Isolationsfestigkeit?2006 installierte der TÜV Rheinland deshalb insgesamt sieben Modultypen der beteiligten Hersteller (Solarfabrik, Solon, Schott Solar, Solarworld, Solarwatt und Scheuten) an ungewöhnlichen Orten: auf der Zugspitze in 2.600 Metern Höhe, in der heißen WüsteIsraels bei Sede Boqer, in Indonesien im subtropischen Serpong und – als Beispiel für gemäßigtes Stadtklima – auf dem Dach der TÜV-eigenen Gebäude in Köln. An jedem Ort wurden insgesamt 30 Quadratmeter Modulfläche aufgebaut, jeweils drei Prüfmuster pro Typ. Die Prüflinge müssen einiges aushalten: Die Lichteinstrahlung erreicht in der israelischen Wüste Spitzenwerte von bis zu 2.300 Kilowattstunden pro Quadratmeter. Die Module auf der Zugspitze müssen auch bei Kälte weit unter null Leistung bringen, in der Wüste dagegen Mittagstemperaturen über 50 Grad standhalten. Im tropischen Serpong stehen die Module die meiste Zeit in einem natürlichen Dampfbad. Bereits nach einem Jahr Freibewitterung zeigt sich, dass das Klima besonders in den Tropen PV-Modulen stark zusetzt. Einzelne Prüflinge aus Indonesien zeigten einen Leistungsabfall von drei Prozent, teilweise war die Rückseitenfolie und damit die Isolation beschädigt. Auch ex-treme Kälte ist wenig zuträglich. Ein Prüfling von der Zugspitze hatte 3,6 Prozent weniger Leistung, die Forscher entdeckten hier mit Hilfe der Elektrolumineszenz Mikrorisse in der Zelle. Trotzdem: Im Mittel über alle Standorte sank die elektrische Leistung nach einem Jahr aber nur um 0,6 Prozent und lag damit im Bereich dessen, was man von installierten Anlagen kennt. Die Vergilbung der Kunststoffe im Modul (zum Beispiel der Rückseitenfolie) war vernachlässigbar, die Isolationsfestigkeit litt kaum, auch der interne Serienwiderstand verschlechterte sich nicht spürbar. „DieAuswertung nach einem Jahr Bewitterung brachte keine Überraschungen“, resümiert denn auch Herrmann.

Längere Messreihen nötig

Das erste Zwischenergebnis nach einem Betriebsjahr beantwortet allerdings noch nicht die Frage, ob die Degradation mit vergleichbar langsamem Tempo weitergeht, welche Witterungsbedingungen die Leistung am stärksten drücken, welche Degradationsparameter besonders aussagekräftig sind. Außerdem sind längere Zeitreihen nötig, um die unterschiedliche Degradation je nach Standort mit Zahlen belegen zu können. In den nächsten Monaten läuft die zweite Messrunde. „Dann haben wir die Daten aus zwei Jahren Freibewitterung und mehr Klarheit über diese Fragen“, hofft Herrmann, der für Aufbau und Betrieb der Stationen zur Freibewitterung verantwortlich ist.Außerdem wissen die Wissenschaftler noch nicht, welche Leistungsverluste tatsächlich auf die natürliche Bewitterung zurückzuführen sind und welche auf Fehler bei der Installation, auf schlechte Wartung oder Transportschäden. „Diese Unterscheidung können wir bisher nicht mit Sicherheit treffen“, sagt Herrmann. Nicht zuletzt war die Logistik ein Problem. Module aus Indonesien beispielsweise wurden lange am Zoll aufgehalten, so dass sie erst nach vielen Wochen beim Messlabor des TÜV in Köln eintrafen. Die Prüflinge aus der israelischen Wüste wurden vor dem Rücktransport von Staub und Schmutz gereinigt, die aus Indonesien nicht. Am Standort Serpong sind die Module nahezu waagerecht installiert, so dass Schmutz undStaub bei Regen nur schwer abgewaschen wurden, an den anderen Standorten dagegen stehen sie in weit steilerem Winkel. Auf die Ergebnisse aus der zweiten Messrunde wartet deshalb auch ISE-Experte Köhl. Er will die Daten nutzen, um sie mit Ergebnissen aus Klimakammertests abzugleichen. „Ein solcher Abgleich von Freibewitterung und Experimenten in der Klimakammer schafft die Basis für neue Schnellbewitterungsversuche, mit denen sich die Lebenserwartung von PV-Modulen unter realen Bedingungen vorhersagen lässt“, sagt Köhl. Er hat jedoch schon mal auf Basis der Wetterdaten abgeschätzt, wie lange eine beschleunigte Bewitterung in der Klimakammer dauern würde, die einen 25-jährigen natürlichen Alterungsprozess simuliert. Wenn er plausible Annahmen darüber trifft, welche Prozesse zu einer Alterung führen, kommt er selbst für die Simulation gemäßigter Klimata auf 4.000 Stunden – deutlich länger als die 1.000 Stunden, die der IEC-Standard vorschreibt. Es gibt mehrere Gründe dafür, warum Module in den Tropen schneller altern. Dort diffundiert der Wasserdampf schneller in die Zelle als in trockneren Regionen, gleichzeitig steigt die thermische Belastung. Schon eine um zehn oder 20 Grad höhere Temperatur beschleunigt die Alterung enorm. In Regionen, in denen große Temperaturdifferenzen auftreten, ist die Alterung auch deutlich beschleunigt: Mittlere Temperaturdifferenzen von 30 Grad können die Degradation um rund den Faktor acht beschleunigen.

Bessere Tests nötig

Allerdings ist nicht nur die zu kurze Dauer der Tests in den Klimakammern ein Problem. Sie bilden zudem das natürliche Wetter nicht richtig nach. Am ISE werden die Daten aus der Freibewitterung deshalb jetzt durch Versuche in einer neuen Umweltsimulationskammer überprüft, die einige Fehler beseitigt. Beispielsweise wird die UV-Strahlung durch Fluoreszenzlampen simuliert, die im Gegensatz zu den üblichen Xenonlampen kaum Wärme abstrahlen. Die Prüflinge werden also nicht unkontrolliert erwärmt, was die Messungen verfälschen würde. Auch die Luftfeuchtigkeit kann auf konstant hohem Niveau eingestellt werden: Da die Kammer weniger gekühlt werden muss, schlägt sich kein Kondenswasser nieder.Auch gibt es für Belastungen, die an maritimen Standorten auftreten, noch keine standardisierten Tests. TÜV-Expertin Ulrike Jahn experimentiert jetzt mit Verfahren, mit denen man normalerweise elektrische Bauteile auf Korrosionsanfälligkeit testet. Dabei setzen die Prüfer Module in einer Plexiglaskammer 96 Stunden lang bei 35 Grad einem fünfprozentigen Salznebel aus. „Die Ergebnisse haben uns erstaunt“, sagt Jahn. Bohrungen, Schraubverbindungen und Rahmen zeigten weit stärkere Korrosion als erwartet, selbst die polymere Dichtmasse begann nach kurzer Zeit zu verspröden.Auch die mechanische Belastung testet sie jetzt nach einer Norm, die nicht auf Photovoltaikmodule zugeschnitten ist. Nach der DIN 1055 ermitteln Ingenieure normalerweise die Belastung durch Schneelasten auf Brücken und Gebäuden. Sie teilt Deutschland in drei Schneelastzonen ein. Die Module werden nach diesen Vorgaben in horizontaler Lage auf der ganzen Fläche mit Kräften bis zu 2,4 Kilonewton pro Quadratmeter belastet. Mikrorisse oder andere Schwachstellen im Glas werden auf diese Weise sichtbar.Allerdings sind die Ergebnisse für Module nur begrenzt aussagefähig. Die Lasten sind zu gering, denn der Wert erfasst in schneereichen Gegenden nur Standorte tiefer als 500 Meter. Über die Belastbarkeit von Anlagen in höheren Lagen oder gar alpinen Regionen sagt er nichts aus. Zudem erfasst der Test nicht die Hangabtriebskraft: Auf der schrägen, spiegelglatten Modulfläche installierter Anlagen rutscht Schnee nach unten und drückt mit hoher Kraft auf die Rahmen der tiefer liegenden Module. Auch wenn ihre Tests noch nicht eindeutig interpretiert werden können, diskutiert jetzt die Fachwelt darüber, wie sie besser auf Module angepasst werden können und wie man nacheinander mehrere Klimafaktoren prüfen kann.

Standortabhängige Zulassung

Das Clusterprojekt soll in der nächsten Phase einen maritimen Standort auf Gran Canaria dazubekommen – wenn es verlängert wird. Offiziell läuft es Ende März 2009 aus. Die Beteiligten hoffen auf eine Verlängerung, denn sie haben auf dem Weg zu umfassenden Lebensdauertests bisher nur erste Schritte gemacht. Sie wissen aber jetzt schon: Schnelltests für Photovoltaikmodule in Klimakammern und anderen Aufbauten sind nur dann sinnvoll, wenn sie die Bedingungen am Standort berücksichtigen. „Für das Auto gibt es Sommer- und Winterreifen“, sagt Köhl. „Warum also sollte es nicht Kennzeichnungen bei Modulen für bestimmte Klimata geben?“ Für die Hersteller würde sich das rechnen, ist der ISE-Experte überzeugt, denn für gemäßigte Zonen könnten weniger anspruchsvolle Prüfeigenschaften gelten als für die Alpen oder Wüstenregionen.Ulrike Jahn sieht noch einen anderen Grund, Qualitätssicherung bei Photovoltaikmodulen systematisch und konsequent zu betreiben: Wenn heute Module schon nach wenigen Jahren kaputtgehen oder starken Leistungsabfall zeigen, haftet in der Regel der Installateur. Wenn in seinen Augen der Mangel nicht auf Installationsfehler, sondern auf mangelnde Qualität oder Konstruktionsfehler der Module zurückzuführen ist, muss er dafür gegenüber dem Hersteller den Nachweis führen – „eigentlich unmöglich“, konstatiert Ulrike Jahn. Installateure, so sagt sie, „stehen daher immer mit einem Bein im Gefängnis.“