Kein Vertrauen in Herstellertests

„PID ist für unsere Module kein Problem!“ Dieser Satz, wobei PID für potenzialinduzierte Degradation steht, ist in dieser Form in den letzten Monaten von fast jedem Modulhersteller in der einen oder anderen Art veröffentlicht worden. Soll heißen: „PID gibt es bei uns nicht mehr! Das Problem haben wir im Griff. Hier ist das Zertifikat.“ Bei diesen Aussagen berufen sich die Hersteller auf Testverfahren, für die es jedoch noch keinen Standard gibt. Unsere Erfahrung zeigt, dass ein größerer Teil der als PID-frei gekennzeichneten Module keine ausreichenden Tests durchlaufen hat. Ein großer Teil der bereits verbauten Module, weltweit über 100 GWp, ist zudem ganz ohne Tests installiert worden, so dass es bald, wenn sie einige Jahre im Feld gestanden haben, zunehmend zu PID-Fällen und Reklamationen kommen wird.

Was ist PID?

PID ist ein Degradationsprozess, der in PV-Anlagen auftritt, wenn elektrisch leitende Komponenten auf unterschiedlichen elektrischen Potenzialen liegen und sich zwischen den Bauteilen eine Spannung aufbaut. Genau genommen kann niemand sagen, er habe nichts davon gewusst. Er wurde schon früher beschrieben, etwa 2005 von Richard Swanson [1, 2, 3, 4]. In der PV-Anlage ist die eine Komponente die Solarzelle und die andere die Kombination aus Frontglas und Rahmen des PV-Moduls. Die kristallinen Solarzellen sind durch das Verkapselungsmaterial (meistens das EVA und die Rückseitenfolie) gegenüber der Umgebung (Rahmen, Glasfrontseite und Rückseite) elektrisch isoliert. Durch die Funktion der Solarzelle und das Verschaltungskonzept der PV-Anlage wird eine Spannung zwischen Solarzelle und Frontglas und Rahmen aufgebaut. Je nach PV-Anlage kann diese Spannung in Europa bis 1.000 V betragen. Sie führt dann zu sehr schwachen Leckströmen, die in Abbildung 1 eingezeichnet sind. Durch Feuchtigkeit und Verunreinigungen entsteht auf der Frontseite des Glases eine leitfähige Schicht. Hierdurch baut sich ein Potenzial zwischen Glas und Solarzelle auf und es entsteht ein kleiner Strom durch Natriumionen (Na+), die sich aus dem Glas in Richtung Zelle bewegen. Diese Natriumionen erzeugen auf der Vorderseite der Solarzelle eine positive Ladungsansammlung, die zur Folge hat, dass die Solarzelle kurzgeschlossen (geshuntet) wird.

Ohne Feuchtigkeit und Schmutz gibt es kaum PID. Module, die in Regionen montiert sind, in denen es permanent schwül ist, es oft zu Betauung kommt oder es sehr häufig regnet [54], sind besonders häufig Bedingungen ausgesetzt, die den PID-Prozess auslösen. Verunreinigungen wie zum Beispiel leitfähige Stäube, Salze, saure oder basische Spezies beziehungsweise Ätzmittel und andere ionische Lösungen beschleunigen den Effekt weiter, da sie den schädlichen Kontakt der Glasoberfläche zum Erdpotenzial verbessern.

Module in Freiflächenanlagen sind in der Regel freistehend aufgeständert und damit nicht nur gut durch den Wind gekühlt und getrocknet, sondern auch durch ihre typischen Aufständerungswinkel von ca. 30 ° durch den in unseren Breiten häufigen Regen meistens recht gut gereinigt. In Aufdachanlagen ist die Hinterlüftung in der Regel deutlich schlechter. Die Module trocknen langsamer, und auch Kondenswasser auf der Modulrückseite bleibt länger vorhanden. Der durch den extremen Modulpreisverfall hervorgerufene und energiewirtschaftlich interessante Trend der Ost-West-Aufständerung auf Flachdächern führt zu Installationswinkeln von weniger als 15°. Die Reinigung durch den Regen ist hier schlechter. Verunreinigungen sind neben Staub und Vogelkot auch industriebezogene Verschmutzungen oder Salz in Meeresnähe.

Was bedeutet das für die Leistung der PV-Anlage?

Eine kurzgeschlossene Solarzelle wird man in der Regel nicht als Minderleistung im System bemerken. Hier macht es die Menge – in der Regel degradiert mehr als eine Zelle. Ein String besteht typischerweise aus bis zu 24 Modulen und somit aus bis zu 1.400 Zellen. Das führt dazu, dass je nach Modultyp und -verschaltung in der PV-Anlage bei hohen Potenzialendifferenzen Verluste pro Modul von über 80 % auftreten können.

Im Ertrag der PV-Anlage macht sich das durch zwei Aspekte bemerkbar: Durch die PID-geschädigte Solarzelle geht erstens die Gesamtleistung des Systems zurück, und zweitens reduziert jede durch PID betroffene Solarzelle die Gesamtstringspannung. Der Inverter schaltet morgens später ein und abends früher ab, da mehr Sonneneinstrahlung nötig ist, um die Einschaltspannung des Inverters zu überschreiten. Je nach Jahreszeit und Stärke der Bewölkung treten weitere Ausfälle auf.

Wie lässt sich PID in einer PV-Anlage detektieren?

Diese Frage lässt sich leider nicht so einfach beantworten. PID führt in der Regel zu einem Minderertrag der PV-Anlage. Die Größe des Leistungsverlustes ist abhängig vom Fortschritt der Degradation durch PID in der Anlage. In der Frühphase ist es daher nicht einfach, PID festzustellen.

Es gibt eine Vielzahl von Faktoren wie etwa Schmutz, defekte Bypassdioden und defekte Module, die zu Minderleistung des Systems führen. Durch ein geeignetes Monitoringsystem können die Effekte teilweise auseinandergehalten werden. So wirkt sich Verschmutzung anders als PID aus. Bei einer Verschmutzung kommt es in der Regel zu einem geringeren Ertrag, ausgelöst durch eine Reduktion der Ströme (Impp sinkt, Umpp bleibt mehr oder weniger konstant für Einstrahlungen über 600 W/m²). PID hingegen führt zu einer drastischen Reduktion des Füllfaktors, das heißt Impp und Umpp sinken bei gleicher Einstrahlung beide.

Wenn der Verdacht auf PID besteht und die Degradation schon fortgeschritten ist, lässt sich der Effekt verhältnismäßig einfach mit Infrarot-Thermografie (IR) überprüfen (Abbildung 2). PID-betroffene Zellen erscheinen im IR-Bild etwas wärmer als Zellen, die normal funktionieren [5, 6]. Allerdings beträgt die Temperaturdifferenz nur wenige Grad. Ähnlich große Temperaturunterschiede treten häufig auf, wenn die Zellen nicht gut sortiert sind oder Bypassdioden nicht richtig funktionieren. Für die detaillierte Analyse muss der Gutachter die Modulverschaltung und die Lage der Module im String kennen. Von der Lage hängt das Potenzial gegenüber Erde ab. Bei PID-geschädigten Modulen ist in der Regel ein Zusammenhang mit dem jeweiligen Potenzial sichtbar.

Eine übliche Untersuchungsmethode im Feld ist die Messung der Strom-Spannungs-Kennlinie (IU-Kennlinie) von ganzen Strings, die weniger aufwendig als die IR-Messung ist. Da PID bei den zumeist verbauten p-Typ-Zellen nur auf der negativen Potenzialseite des Strings auftritt, ist es jedoch schwierig, PID in IU-Kennlinien von Modulstrings frühzeitig, solange nur ein paar Zellen betroffen sind, zu identifizieren. In diesem Fall helfen nur IU-Kennlinienmessungen einzelner Module. Das ist sehr zeitaufwendig und setzt voraus, dass die Sonne mindestens mit 700 W/m² auf die Anlage scheint, um die gemessenen Werte mit Typenschildangaben vergleichen zu können.

PID lässt sich im Anfangsstadium nicht auf einfache Art und schnelle Weise detektieren, schon gar nicht ohne die Anlage stillzulegen. Wer mehr Aufwand betreiben will, kann EL-Bilder in der Dämmerung oder noch besser bei Nacht aufnehmen. Dies erlaubt eine sehr gute Detektion von PID auch im frühen Stadium. Dadurch können rechtzeitig Gegenmaßnahmen eingeleitet werden, was den Ertragsverlust reduziert. Der Aufwand kann sich bei erhöhtem Verdacht durchaus lohnen.

Welche PID-Testverfahren gibt es?

Um PV-Module gegenüber PID zu testen, wurden in den letzten Jahren verschiedene Verfahren entwickelt. Zwei grundsätzliche Verfahren haben sich zur Simulation der Oberflächenleitfähigkeit etabliert. Das eine erzeugt den Effekt mittels einer leitfähigen Folie, zum Beispiel Aluminiumfolie. Das andere mittels hoher Luftfeuchtigkeit in einer Klimakammer.

Für die sogenannten PID-Tests werden diese beiden Verfahren mit unterschiedlichen Prüftemperaturen und Prüfdauern kombiniert. Tabelle 1 gibt eine Übersicht über die meistverwendeten Variationen. Im internationalen Normgremium der IEC, TC 82 WG2, werden aktuell die Verfahren 1 (Aluminiumfolie) und Verfahren 4 (Luftfeuchtigkeit) diskutiert. Bis heute gibt es nur ein sogenanntes „work-item proposal“. Tests gelten als bestanden, wenn Module nach der Belastung maximal 5 % Leistung verlieren. Es macht allerdings einen Unterschied, ob die Leistungsdegradation bei hoher Einstrahlung von 1.000 W/m2 oder bei Schwachlicht von 200 W/m2 gemessen wird. Bei Schwachlicht kommt der Effekt viel stärker zum Tragen. Es gibt dazu bisher keine IEC-Norm, nach der geprüft und IEC-Zertifikate vergeben werden dürfen.

Wie lassen sich die Testmethoden vergleichen?

Die Tests unterscheiden sich in ihren Härtegraden, in ihrer Reproduzierbarkeit und ihrer Aussagekraft. Schwankungen in der Temperatur haben eine veränderte Geschwindigkeit der Degradation zur Folge, unabhängig von der Art des Verfahrens. Eine Faustregel besagt, dass es alle 7 bis 10 °C zu einer Verdopplung der Degradationsgeschwindigkeit kommt [4, 10, 11]. Das heißt, dass die Degradation bei 50 °C circa achtmal so schnell ist wie bei 25 °C. Beim 25-°C-Test dauert der Test also achtmal so lange wie bei 50 °C, wenn er gleich hart sein soll.

Der Vergleich zwischen den Kontaktierungsmethoden ist schwieriger. Der Kontakt mittels metallischer Folie ist perfekt homogen über das Modul und mit einer hervorragenden Leitfähigkeit, die eine gleichmäßige Potenzialverteilung über das Modul gewährleistet, unabhängig von der Modulgröße. Hingegen ist die Beschreibung der Kontaktierung mittels Luftfeuchte schwieriger und unter Umständen weniger homogen, wie auch der Vergleich der EL-Bilder in Abbildung 4 zeigt. Unter guten Bedingungen, das hat Stephan Hoffmann gezeigt, können die Kontaktierungsunterschiede gut durch einen Faktor zehn beschrieben werden. Beim Test in der Klimakammer ist also die zehnfache Prüfdauer nötig im Vergleich zur Testmethode mit der Alufolie. Der Test bei 25 °C mit Aluminiumfolie mit einer Woche Prüfdauer hat demnach in etwa die gleiche Härte wie der Test in der Klimaklammer bei 60 °C, 85 % relativer Luftfeuchte (RH) und vier Tagen Prüfdauer.

Die Reproduzierbarkeit der Tests hängt hauptsächlich von der verwendeten Prüfmethode und der verwendeten Präzision der Klimakammern ab. Bei der Verwendung der Luftfeuchte kommt es nämlich auf eine sehr konstante Regelung und Homogenität der Feuchtigkeit in der Klimakammer an. Stephan Hoffmann vom Fraunhofer ISE [4, 7] und Peter Hacke vom NREL [8] haben den Einfluss der relativen Luftfeuchte untersucht und eine starke Abhängigkeit des Leckstroms im Bereich zwischen 70 % und 90 % relativer Luftfeuchte gefunden. Diese starke Abhängigkeit von der relativen Feuchte, das heißt von der Genauigkeit und Regelbarkeit der Klimakammer, kann das Ergebnis des PID-Tests um den Faktor zwei beeinflussen. Außerdem kann es bei der Verwendung einer Klimakammer passieren, dass bei zu geringer Feuchte nur die äußeren Zellen des Moduls gegenüber PID geprüft werden. Das macht Ergebnisse schwer vergleichbar und setzt die Aussagekraft der Tests herab. Ähnliche Ergebnisse sind auch in der Literatur zu finden [12]. Dieses Problem gibt es bei den Verfahren mit der leitfähigen Folie nicht. Sie verteilt das Potenzial immer gleichmäßig auf alle Zellen. Das zeigt sich auch im Vergleich der beiden EL-Aufnahmen in Abbildung 4. Links, bei der künstlichen PID mittels Alufolie, sind die degradierten Zellen zufällig verteilt (siehe auch [9]), rechts, nach der Alterung in der Klimakammer, sind die Zellen am Rand systematisch stärker degradiert.

Für die Norm werden zurzeit vor allem die Tests 1 und 4 diskutiert. Wir halten den Test mit der Alufolie für sehr gut geeignet, wenn es um Routine-Qualitätsmessungen von gerahmten kristallinen PV-Modulen geht. Er ist gut reproduzierbar, einfach und kosteneffizient. Wenn er statt 168 Stunden zwei Wochen lang durchgeführt wird, das ist doppelt so lang, ist er in der Schärfe auch äquivalent mit Test 2.

Was sagt der PID-Test über die Praxis aus?

Die Degradationsgeschwindigkeiten hängen stark von der Witterung ab. Hohe Luftfeuchtigkeit in der Nähe der Module verzehnfacht die Degradation, Tau auf den Modulen oder Regen verhundertfacht sie im Gegensatz zu trockener Luft [4]. Mit Hilfe von detaillierten Wetterdaten, die Umgebungstemperaturen, Luftfeuchtigkeit, Einstrahlungswerte und Windgeschwindigkeiten sowie Regenzeiten beinhalten, lässt sich eine grobe Abschätzung zum Lebensdaueräquivalent eines PID-Tests machen.

Für den Vergleich nehmen wir folgende mittlere jährliche Witterung an: Es regnet an 80 Tagen jeweils 90 Minuten, dabei regnet es an 55 Tagen tagsüber. Die Temperatur der Module während der Regenfälle beträgt circa 17 °C. Zusätzlich kommt es jeden zweiten Morgen zu einer Betauung der Module, die circa 15 Minuten aufrechterhalten bleibt, und das bei Modultemperaturen von rund 10 °C. Um feuchtheißen Sommertagen Rechnung zu tragen, nehmen wir an, dass es an 200 Stunden im Jahr zu relativen Luftfeuchtigkeiten über 80 % in der absoluten Nähe der Module kommt und diese dann 33 °C warm werden. Den Rest der Zeit sind die Module trocken oder zu kalt für PID.

Mit diesen Annahmen kann man berechnen, dass die realen Bedingungen äquivalent zu einem 93 Stunden dauernden PID-Test nach der Aluminium-Test-Methode bei 25 °C sind (siehe Tabelle 2). Umgekehrt formuliert: Ein mit 4 % Leistungsverlust bestandener PID-Test bei 25 °C mit Aluminiumfolie, 1.000 V Prüfspannung und 168 Stunden Prüfdauer sollte unter den obigen Wetterannahmen bedeuten, dass nach zwei Jahren mit einem Leistungsverlust von 5 % bei Modulen mit höchstem Erdpotenzial (1.000 V) zu rechnen ist.

Allerdings ist zu beachten, dass im System in den seltensten Fällen wie im PID-Test 1.000 V gegen Erde anliegen. Dies muss beim Abschätzen der Minderleistung beziehungsweise der Lebensdauer im System berücksichtigt werden. Aktuelle Studien zeigen, dass sich das Potenzial gegenüber Erde in etwa linear zur Degradationsgeschwindigkeit verhält. Nehmen wir als Beispiel ein nicht geerdetes System mit 800 V Systemspannung und 20 Modulen an, dann verteilt sich das Potenzial symmetrisch um den Nullpunkt herum. Somit sind die Module Spannungen zwischen -400 V und +400 V gegen Erde ausgesetzt. Nur das erste Modul liegt auf -400 V, alle anderen liegen um ein Vielfaches von 40 V höher, bis +400 V erreicht sind. Schauen wir uns nun die idealisierten Degradationsgeschwindigkeiten an, degradiert das Modul bei -400 V etwas weniger als halb so schnell, bei -200 V ist es ein Fünftel, bei -100 V noch ein Zehntel und bei 0 V gar nicht mehr, da bei positiven Potenzialen typische kristalline p-Typ-Siliziummodule stabil gegenüber PID sind. Wenn man das berücksichtigt, sagt der bestandene Aluminiumfolientest aus, dass es deutlich länger als zwei Jahre dauern sollte, bis sich PID im Ertrag der Anlage bemerkbar macht, selbst wenn einzelne Module am Rand schneller geschädigt werden.

Wie lange muss nun ein PID-Test sein? Diese Frage lässt sich nicht pauschal beantworten. Der wichtigste Einflussfaktor ist das Wetter. Je wärmer und feuchter es ist und je häufiger es regnet, desto schneller ist PID beobachtbar, sollten die Module anfällig gegenüber dieser Art der Degradation sein. Sinnvoll sind bestimmt Prüfdauern von mehreren Wochen. An dieser Stelle muss man aber gegebenenfalls auch über andere Lösungen nachdenken. Vielleicht ist es an einem gewissen Punkt sinnvoller, das System so zu konstruieren, dass die schädlichen Spannungen nicht auftreten oder nur kurzfristig, statt PID-resistente Module zu installieren. Vor allem, wenn in der Zukunft über 1.500-V-Systeme nachgedacht wird.

Wie vertrauenswürdig sind die Herstellertests?

Viele Hersteller testen nach Bedingungen, die in Tabelle 1 aufgeführt sind. Trotzdem stellen wir bei Kontrollmessungen auch immer wieder fest, dass die gelieferten Module bei den gleichen Testbedingungen durchfallen. So haben wir kürzlich für einen Ringversuch unter Laboren mit der Alufolienmethode elf Module von vier Herstellern nachgemessen. Die Module zweier Hersteller waren angeblich PID-frei. Vier Module sind nach 168 Stunden, wie nach Testprozedur 1 vorgesehen, um mehr als 20 % degradiert und haben den Test nicht bestanden, zwei weitere sogar um mehr als 40 % (siehe Abbildung 5). Nach der doppelten Testlänge zeigen nur vier Module weniger als 5 % Degradation. Dabei gab es keine Korrelation zu den Herstellerangaben zur PID-Feiheit. Teilweise schneiden verschiedene Module desselben Modultyps und Herstellers sehr unterschiedlich ab. Wir vermuten, dass darin unterschiedliche Zellen, EVA- oder Rückseitenfolien oder Herstellungsprozesse verwendet wurden. Daher ist es ein großes Manko, wenn Hersteller nur verkünden, dass ihre Module PID-frei sind, aber nicht die eingesetzten Materialien auflisten. Entscheidend ist nämlich nicht der Modultyp, sondern entscheidend sind die einzelnen Komponenten des Moduls und die Herstellungsprozesse. Zertifikate und Testreports sollten daher immer mit der genauen Stückliste des Moduls weitergegeben werden. Kann zu gelieferten Modulen die Stückliste nicht vorgelegt werden, sollte man vorsichtig sein und die Liefercharge speziell gegenüber PID prüfen und vom Ergebnis den Kauf abhängig machen.

Wie lässt sich PID im Feld verhindern?

Um den Effekt der Degradation zu verringern, gibt es unterschiedliche Möglichkeiten. Es liegt es nahe, mit kleinen Systemspannungen um 500 VDC zu arbeiten. Feuchte und Temperatur sind zwar meist standortabhängig und schwierig zu kontrollieren. Eine Modulneigung größer als 15 ° bietet jedoch eine gute Voraussetzung, dass das Wasser abfließt und einen Teil des Schmutzes, der zur Oberflächenleitung beiträgt, abwäscht.

Daneben lassen sich Trafowechselrichter einsetzen, denn hier kann durch die galvanische Trennung zum Netz der Solargenerator geerdet werden. Wechselrichter mit höheren Wirkungsgraden haben meist keinen Trafo.

Tritt PID erst einmal auf oder haben Labortests die Module als PID-anfällig detektiert, müssen andere Methoden eingesetzt werden. PID ist meist reversibel, indem ein Potenzial angelegt wird, das dem schädigenden Potenzial entgegengesetzt ist. Daher wäre es denkbar, die Module im String regelmäßig so umzubauen, dass die degradierten Module regeneriert werden können. Dies ist allerdings sehr aufwendig und teuer. Alternativ hat SMA für trafolose Wechselrichter eigens die sogenannte PV Offset Box entwickelt. Sie kann auch bei Wechselrichtern anderer Hersteller nachgerüstet werden. Sie legt nachts ein positives Potenzial von 1.000 V an die Modul­strings an, was den Degradationsprozess umkehrt.

Weniger anfällig als die gerahmten Module sind übrigens rahmenlose Module mit Rückseitenmontagevorrichtung, da bei ihnen der Kontakt der Glasoberfläche zum Erdpotenzial schlechter ist. Das wird durch eine geeignete Modulmontage unterstützt. Diese rahmenlosen Module müssen aber entsprechend konstruiert und auf die Unterkonstruktion abgestimmt sein, dass andere Fehler wie zum Beispiel Zellbruch oder Beschädigungen der Rückseitenlagen nicht auftreten. Dies könnte zu Fehlern führen, die gegebenenfalls schwerer wiegen als PID, da es dann alle Module in der Installation betrifft. PID lässt sich durch regelmäßige Kontrolle der Module und geeignetes Design des Systems jedenfalls in den Griff bekommen.