Keine Angst vor falschem Potenzial

Für Menschen mag der Morgentau an den Spätsommertagen ein Sinnbild für Romantik und Melancholie sein, für Solarzellen wird er zum Belastungstest. Das gilt auch, wenn der Himmel nicht strahlend blau ist. Denn dann ist es oft heiß und schwül. Nach Aussagen der Experten von Q-Cells sind das beste Voraussetzungen für potenzialinduzierte Degradation, kurz PID. Deshalb haben sie ihren kristallinen Modulen ein selbst definiertes Siegel verliehen, nach dem sie „Anti-PID Technology“ enthalten.

Dass es bei hohen elektrischen Potenzialen gegenüber Erde zu Degradationkommen kann, ist eigentlich nichts Neues. Sunpower hatte in der Vergangenheit Probleme mit sogenannten Polarisationseffekten, die die Leistung der Module erheblich beeinträchtigten und durch eine hohe positive Spannung gegenüber Erde verursacht wurden, bei manchen Dünnschichtmodulen kann eine negative Spannung eine Korrosion der obersten Modulschicht bewirken. Konventionelle kristalline Module galten dagegen lange Zeit als sicher, bis auf der letzten EU PVSEC Forscher von Solon neue Ergebnisse präsentierten. Sie haben Zellen und Module in Laborversuchen solange mit negativen Spannungen bis zu 1.000 Volt malträtiert, dass die Leistung durch PID um bis zu 52 Prozent eingebrochen ist.

Dass es auch in der Praxis zu den hohen Spannungen kommt, liegt am Aufbau heutiger Photovoltaikanlagen. Die Installateure schließen die Module zu Strings zusammen. Durch die elektrische Reihenschaltung addieren sich die Spannungen der Module. In der Praxis werden dadurch Spannungen bis zu 1.000 Volt erreicht. Eigentlich sollten die Module diese Spannung auch aushalten, schließlich wird sie in den Datenblättern alsmaximal zulässige Systemspannung angegeben. Doch bisher schreiben die IEC-Normen, nach denen die Prüfinstitute die Module testen, nur vor, dass sie die elektrische Sicherheit der Module bei diesen Spannungen untersuchen. Die Degradation unter den hohen Spannungen gegenüber Erde prüfen sie nicht routinemäßig. Wie groß diese PID-relevante Spannung in der Praxis ist, legt der Installateur fest, falls er den Generator erdet, was mit Wechselrichtern mit Transformator möglich ist. Bei einem trafolosen Gerät legt dieser das Potenzial fest (siehe Grafik Seite 114 und (6)).

Schädigende Mikroampere

Das Potenzial gegenüber Erde kann eine Solarzelle auf unterschiedliche Art und Weise schädigen. „Diese Potenzialdifferenz zwischen Rahmen und Zellen führt zu einem Leck- oder Kriechstrom. So kann es zu Ladungsverschiebungen und der sogenannten Polarisation kommen“, erklärt Sebastian Pingel von Solon. Er hat mit seinen Kollegen Kriechströme von bis zu einem Mikroampere gemessen, die hauptsächlich vom Rahmen durch die Einkapselung bis zur Zelloberflächefließen (1). Aber auch andere Pfade sind möglich (siehe Grafik oben). Durch den Kriechstrom sammeln sich unter Umständen Ladungen über der Zelle in dem Einkapselungsmaterial, die die Polarisation verursachen. Dadurch sinktnicht nur der Parallelwiderstand, sondern auch der Kurzschlussstrom, die Leerlaufspannung und vor allem der Füllfaktor. Letzterer bestimmt, welche Leistung man der Zelle am optimalen Arbeitspunkt entziehen kann.Die schädigenden Effekte der Polarisation bei negativem Potenzial sind immerhin im Prinzip umkehrbar, indem man eine Spannung mit umgekehrter Polarität anlegt. Noch dramatischer sind die Schäden, die irreversibel sind. Dazu kann es kommen, wenn die Zellen einem positiven Potenzial ausgesetzt sind. Dann können die Kriechströme zu einer elektrochemischen Korrosion führen, wie Peter Hacke, Experte für beschleunigteTestverfahren am US-amerikanischen Forschungsinstitut für erneuerbare Energien NREL, auch an manchen kristallinen Standardmodulen herausgefunden hat. So habe sich Silber aus den Metallkontakten gelöst, nachdem er ein positives Potenzial zwischen Zelle und Rahmen angelegt habe (3). Das Kürzel PID will er für den Effekt übrigens nicht verwenden, um ihn von den Schädigungen durch ein negatives Potenzial abzugrenzen.

Allerdings fand er auch bei negativem Potenzial bei manchen Zellen, dass die Antireflexionsschicht aus Siliziumnitrid dünner wurde. Dazu hat er sie in der Klimakammer dem auch in der IEC-Norm vorgesehenen Feucht-Wärme-Test bei 85 Grad Celsius und einer Luftfeuchtigkeit von 85 Prozent unterzogen, nur dass er zusätzlich minus 600 Volt angelegt hat. Selbst das Glas hat die hohe Spannung angegriffen. Er fand Natrium-Ionen in der Nähe der Zelloberfläche. Nach 1.000 Stunden in der Klimakammerist bei einigen Modulen die Leistung vollkommen zusammengebrochen. Andere Module funktionierten allerdings noch sehr gut.

Lösbare Schwierigkeit

Es gab schon Lösungen für das Problem, bevor Q-Cells jetzt mit PID-resistenten Modulen an den Markt ging. Die einfachste ist schon lange durch die ähnlichen Probleme bei Siliziumdünnschicht- und Sunpower-Modulen bekannt. Bei den betroffenen Dünnschichtmodulen muss man ein negatives Potenzial gegenüber Erde vermeiden, bei den Hochleistungsmodulen von Sunpower aus den vergangenen Jahren ein positives, bei den konventionellen Standardmodulen, die Sebastian Pingel und Peter Hacke untersuchten, sind es auch negative Potenziale. Das lässt sich erreichen, indem man die Strings entsprechend erdet. Allerdings kann man mit den meisten Wechselrichtern ohne Trafo die Strings nicht erden. Dafür sind in der Regel Geräte mit Trafo nötig, die einen etwas niedrigeren Wirkungsgrad haben als die Geräte ohne Trafo. Die trafolosen Wechselrichter, mit denen man auch erden kann, unterscheiden sich im Wirkungsgrad wiederum kaum von Wechselrichtern mit Trafo. Die Betreiber bezahlen diese einfache Lösung also mit Einbußen im Ertrag.

Bei bereits gebauten Anlagen, deren Module schon geschädigt sind, lässt sich zumindest die Auswirkung der reversiblen PID-Anteile mit einer PV Offset Box von SMA reduzieren. „Sie ist durch eine Kooperation mit Evergreen entstanden“, sagt Senior Expert Engineer im strategischen Produktmanagement Joachim Laschinski, denn auch Evergreen hatte Probleme mit Polarisationseffekten. „Nachts, wenn die Solarmodule keine Energie einspeisen, erzeugen wir zwischen Minuspol und dem Schutzleiter, also quasi der Erde, eine Spannung, die eine umgekehrte Polarität hat wie die Polarisation in der Solarzelle“, erklärt er. Dabei seien die Ströme mit maximal zwei Milliampere sehr gering, die Spannung betrage bis zu 600 Volt. „Tagsüber kann es trotzdem zu reversibler Degradation kommen. Und bei irreversibler, elektrochemischer Degradation kann die PV Offset Box nicht eingesetzt werden“, sagt er. Heribert Schmidt, Senior Scientist am Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE, sieht noch ein weiteres Problem. „Die Rücksetzung reversiblerProzesse über Nacht macht nur Sinn, wenn die Zeitkonstante der Polarisation groß ist, sprich über den Tag nur eine tolerable Verschlechterung eintritt.“ Wenn trotz Rücksetzung bereits mittags die Leistung wieder stark eingebrochen ist, hilft eine PV Offset Box nur wenig.

Für Joachim Laschinski ist deshalb klar, dass die Zell- und Modulhersteller in der Pflicht sind, das Problem PID vollständig zu lösen. Auch diese haben Möglichkeiten, PID zu begegnen. Die Forscher von Solon etwa haben festgestellt, dass nicht alle Zellen von der Degradation betroffen sind. Es hängt von der Dotierkonzentration, der Reinheit der Wafer und der Antireflexionsschicht ab, wie stark der Effekt ist. Die Experten von Q-Cells erklären, dass sie die Metallisierung, die Antireflexbeschichtung, das Emitterdesign und die Dotierung aufeinander abgestimmt und damit die Zellen PID-resistent gemacht hätten. Seit Oktober 2010 seien deshalb auch alle Q-Cells-Module PID-frei.

Aber auch Modulhersteller, die keinen direkten Einfluss auf die Zellherstellung haben, können PID verhindern, indem sie den elektrischen Widerstand der Komponenten erhöhen. NREL-Forscher Peter Hacke hat in Laborversuchen in einer Klimakammer zum Beispiel Module mit verschiedenen Glasarten unter die Lupe genommen. Sein Ergebnis: Bei Quarzglas treten weniger Kriechströme auf als bei dem normalerweise üblichen Kalk-Natron-Glas. Das größte Potenzial, PID zu reduzieren, schreibt er Einkapselungsmaterialien zu. Wenn man das Standard-EVA durch eine Einkapselung aus einem Ionomer, das ist ein thermoplastischer Kunststoff, austausche, dann reduziere dies Kriechströme und somit auch PID deutlich – auch bei normalem Solarglas. Dass es als Modulhersteller möglich ist, PID-resistente Module herzustellen, zeigt auch Solon. „Durch Verbesserungen in der Folie und im Laminat haben wir unsere Module sicher gegen PID gemacht“, sagt Sebastian Pingel.

Tests trotz Entwarnung

Allerdings ist die Frage, wie viel Wert Kunden auf vom Hersteller garantierte PID-Resistenz legen sollten, nicht so einfach zu beantworten. Immerhin hielten die Zellen bei den Laborversuchen von Sebastian Pingel und seinen Kollegen der angelegten Spannung 40 Stunden lang stand, erst nach dieser Zeit brach die Leistung stark ein, am Ende des 100 Stunden langen Stresstests lag die Leistung bei nur noch 48 Prozent der Nennleistung. In ihren Messungen haben die Experten die Module durchgehend nass gehalten, da bekannt ist, dass Feuchtigkeit den Effekt verstärkt. Da aber eine reale Anlage selten so lange nass ist und kaum über einen so langen Zeitraum eine Spannung anliegt, stellt sich die Frage, wie übertragbar solche Ergebnisse sind. So hat auch Peter Hacke in seinen Versuchen nachgemessen, dass die Kriechströme besonders morgens, wenn Tau auf dem Modul ist, auftreten. Später am Tag gingen sie stark zurück.

Einen Hinweis darauf geben die Ergebnisse, die Joe del Cueto letztes Jahr veröffentlicht hat. Der Senior Scientist für Modul- und Systemtechnologietests am NREL hat mono- und polykristalline Module Langzeit-Feldtests zu PIDunterzogen. Dazu hat er je zwei baugleiche Module nebeneinander installiert, eines mit positivem Potenzial gegenüber dem Rahmen und eines mit negativem Potenzial. Er kam zu dem Schluss, dass es nach sieben Jahren bei polykristallinen Modulen zu keiner nachweislichen Degradation durch PID gekommen ist und bei monokristallinen Modulen der Leistungsverlust nicht bei negativem, sondern bei positivem Potenzial nur bei 1,8 Prozent lag. Auch die Projektierer von Phoenix Solar, IBC und Juwi Solar sehen keine wesentliche Degradation. Sie sagen, dass sie von keiner Reklamation wegen PID wüssten.

Die Frage ist allerdings, ob das wirklich ein Widerspruch zu den Ergebnissen von Solon, Q-Cells und Peter Hacke ist. Deren Analysen zeigen, dass PID von vielen verschiedenen Faktoren abhängt, und die Stellschrauben, mit denen sich PID verhindern lässt, sind gleichzeitig die Stellschrauben, mit denen man PID – ungewollt und vielleicht nur in Einzelfällen – verstärken kann. „Der Grund, wieso wir Untersuchungen zu PID unternommen haben, waren Erfahrungen aus unseren Projekten. Dabei gibt es bei den meisten Projekten keine Probleme dieser Art, allerdings gab es in der Vergangenheit auch Ausnahmen“, sagt Solon-Experte Sebastian Pingel. Deshalb sind Tests umso wichtiger.

Heribert Schmidt forderte aus dem gleichen Grund schon vor Jahren, als er sich mit dem Einfluss verschiedener Wechselrichter-Topologien auf Solarmodule auseinandersetzte, dass alte wie neue Zell- und Modultechnologien auf den Prüfstand müssten. Ob ein Modul anfällig für reversibles PID ist, sei zwar schnell feststellbar. „Wenn Polarisation auftritt, so geschieht das bei entsprechenden Tests kurzfristig – hier besteht nicht die Gefahr, dass große Mengen von Modulen in den Markt gebracht werden, die dann erst nach Jahren stark degradieren“, sagt er. Irreversible Schädigungen könnten jedoch auch erst nach Jahren auftreten und zum Fiasko für alle Beteiligten werden. Transparente und einheitliche Tests für PID gibt es heute jedoch noch nicht.

Dass das keine Rechtfertigung dafür ist, nichts zu unternehmen, zeigt Q-Cells mit seinem Prüfsiegel. Immerhin nennt das Unternehmen die Bedingungen, unter denen es die Solarmodulreihen prüft. „Wir testen stichprobenartigregelmäßig unsere Module. Die Testbedingungen entsprechen einer Belastung von 300 Stunden bei 25 Grad Celsius und feuchter Moduloberfläche bei minus 600 Volt Modulspannung gegenüber Masse“, so Peter Wawer, Leiter Technologieentwicklung bei Q-Cells.

Tests gefordert

Freiwillige Tests sind zwar sehr löblich, allerdings sind einheitliche Tests, am besten von unabhängigen Institutionen, besser vergleichbar und dadurch aussagekräftiger. „Wir arbeiten derzeit an einerIEC-Norm zur Bestimmung und Einschätzung von PID“, sagt Peter Hacke. Dabei plädiert er dafür, sowohl mit negativem als auch mit positivem Potenzial zu prüfen, damit alle möglichen Schädigungen an verschiedenen Zellarten rechtzeitig erkannt werden. Das sei umso wichtiger, da auch neue Zelltechnologien in der Entwicklung seien. Zu hoffen ist, dass dadurch die Module auch wirklich bei der Systemspannung eingesetzt werden können, die im Datenblatt angegeben ist, ohne dass Investoren Bedenken wegen PID haben müssen.

###MARGINALIE_BEGIN###

Veröffentlichungen zur potenzialinduzierten Degradation

(1) J. Berghold, O. Frank, H. Hoehne, S. Pingel, B. Richardson, M. Winkler (Solon): Potential Induced Degradation of Solar Cells and Panels, 25th European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition PVSEC, Valencia 2010

(2) J. A. del Cueto, S. R. Rummel (NREL): Degradation of Photovoltaic Modules Under High Voltage Stress in the Field, SPIE 2010 Optics and Photonics Conference, San Diego 2010

(3) Peter Hacke, Michael Kempe, Kent Terwilliger, Steve Glick, Nathan Call, Steve Johnston, Sarah Kurtz, Ian Bennett, Mario Kloos (NREL, ECN): Characterization of Multicrystalline Silicon Modules with System Bias Voltage Applied in Damp Heat, 25th European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition PVSEC, Valencia 2010

(4) Peter Hacke, Kent Terwilliger, Ryan Smith, Stephen Glick, Joel Pankow, Michael Kempe, Sarah Kurtz, Ian Bennett, Mario Kloos (NREL, ECN): System Voltage Potential-Induced Degradation Mechanisms in PV Modules and Methods for Test, 37th IEEE Photovoltaic Specialists Conference PVSC, Seattle 2011

(5) T. J. McMahon, G. J. Jorgensen (NREL): Electrical Currents and Adhesion of Edge-Delete Regions of EVA-to-Glass Module Packaging, NCPV Program Review Meeting, Lakewood 2001

(6) Heribert Schmidt (Fraunhofer ISE): Welcher Wechselrichter für welche Modultechnologie? 21. Symposium Photovoltaische Solarenergie, Bad Staffelstein 2006

(7) M. Schütze, M. Junghänel, M. Koentopp, S. Cwikla, S. Friedrich, J. Müller, P. Wawer (Q-Cells): Laboratory Study of Potential Induced Degradation of Silicon Photovoltaic Modules, 37th IEEE Photovoltaic Specialists Conference PVSC, Seattle 2011

###MARGINALIE_END###

Schreibe einen Kommentar

Deine E-Mail-Adresse wird nicht veröffentlicht. Erforderliche Felder sind mit * markiert.